Жеңілдікті салық салынатын елдерде тіркелген тараптармен жасалған мәмілелерді қоса алғанда, өнімді бөлу туралы келісімдер шеңберінде өткізілетін тауарлардың нарықтық бағасын айқындау қағидалары (әдістемесін) бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2012 жылғы 26 маусымдағы № 848 Қаулысы

РҚАО-ның ескертпесі!
Қаулының қолданысқа енгізілу тәртібін 2-тармақтан қараңыз.

«Трансферттік баға белгілеу туралы» Қазақстан Республикасының 2008 жылғы 5 шілдедегі Заңының 10-1-бабының 1-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі қаулы етеді:
1. Қоса беріліп отырған Жеңілдікті салық салынатын елдерде тіркелген тараптармен жасалған мәмілелерді қоса алғанда, өнімді бөлу туралы келісімдер шеңберінде өткізілетін тауарлардың нарықтық бағасын айқындау қағидалары (әдістемесі) бекітілсін.
2. Осы қаулы 2009 жылғы 1 қаңтардан бастап қолданысқа енгізіледі және ресми жариялануға тиіс.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі К. Мәсімов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2012 жылғы 26 маусымдағы
№ 848 қаулысымен
бекітілген

Жеңілдікті салық салынатын елдерде тіркелген тараптармен жасалған мәмілелерді қоса алғанда, өнімді бөлу туралы келісімдер шеңберінде өткізілетін тауарлардың нарықтық бағасын айқындау қағидалары (әдістемесі)

1. Жалпы ережелер

1. Осы Жеңілдікті салық салынатын елдерде тіркелген тараптармен жасалған мәмілелерді қоса алғанда, өнімді бөлу туралы келісімдер шеңберінде өткізілетін тауарлардың нарықтық бағасын айқындау қағидалары (әдістемесі) (бұдан әрі – Қағидалар) Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнында өндірілетін мұнай-газ шикізатын сатып алу-сату туралы келісімшарттарға сәйкес жасалған мәмілелер бойынша бағаларды айқындау (есеп айырысу) тәртібін белгілейді.

2. Осы Қағидаларда пайдаланылатын терминдер

2. Осы Қағидаларда пайдаланылатын терминдер, анықтамалар және аббревиатуралар:
1) әділ нарық бағасы немесе әділ нарық құны – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие (осы Қағидаларда қамтылған және осы Қағидаларға қосымшада келтірілген өнімді бөлу туралы келісімнің І бабындағы терминдердің анықтамалары);
2) басқару жөніндегі бірлескен комитет – ӨБТК-нің 6.1-кіші бөлімінде көрсетілген мәнге ие;
3) бекітілген мәмілелер – ӨБТК 9.2(b)(iv)-кіші бөлімінде және осы Қағидалардың 7-тармағында көрсетілген мәнге ие;
4) БЖБ – (британдық жылу бiрлiгі) абсолюттiк қысым 14,696 фунт/кв дюйм болғанда таза судың бiр фунтының (британдық өлшемдер жүйесiнде) температурасын 59,0 Фаренгейт градусынан 60,0 Фаренгейт градусына дейiн жоғарылату үшiн қажеттi жылу мөлшерін бiлдiредi;
5) бірлескен қызмет – ӨБТК 9.2(b)-кіші бөлімінде және осы Қағидалардың 4-тармағында көрсетілген мәнге ие;
6) БСС – 1984 жылдың 31 желтоқсанындағы жағдай бойынша Кеңестік Социалистiк Республикалар Одағының құрамына кiретiн елдерді немесе аумақты бiлдiредi;
7) газ жобасы – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
8) даулы мәміле – ӨБТК 9.2(b)(v)-кіші бөлімінде және осы Қағидалардың 8-тармағында көрсетілген мәнге ие;
9) даулы мәміле бастамашысы (бұдан әрі – ДМБ) – ӨБТК 9.2(b)(v)-кіші бөлімінде және осы Қағидалардың 8-тармағында көрсетілген мәнге ие;
10) жеткізу пункті – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
11) қатысушы немесе қатысушылар – осы Қағидалардың 3-тармағында көрсетілген мәнге ие;
12) КҚК – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
13) мердігер – ӨБТК І бабында көрсетілген мердігер компаниялар;
14) мұнай-газ шикізаты – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
15) мұнай-газ шикізатының үлесі – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
16) ӨБТК – 1997 жылғы 18 қарашадағы Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнының мердігерлік учаскесінің өнімін бөлу туралы түпкілікті келісім;
17) ӨБТК күшіне ену күні 1998 жылғы 27 қаңтарды білдіреді;
18) өкілетті орган – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
19) өткізу жөніндегі бірлескен комитет (бұдан әрі – ӨБК) – ӨБТК 9.2(а)-кіші бөлімінде көрсетілген комитет;
20) сарапшы – ӨБТК 30.2(b)-кіші бөлімінде көрсетілген тұлға;
21) таза пайда – ӨБТК 9.2(b)(іі)-кіші бөлімінде көрсетілген мәнге ие;
22) түпкілікті сату – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие;
23) ҮШ Үлкен Шағанды білдіреді;
24) ФОБ кез келген жеткiзу орнында көмiрсутектердiң кез келген көлемiне қатысты, бұл көмiрсутектер франко-борт шарттарында осындай жеткiзу орнындағы тиеу үшiн одан әрі тасымалдау, өңдеу, сақтандыруға және кез келген басқа да алымдарға, шығындарға немесе шығыстарға қатысты алдын ала төлемсіз немесе басқа мiндеттемелер қабылдаусыз берілетіндігін білдіреді;
25) шағын мұнай өңдеу зауыты (бұдан әрі – шағын МӨЗ) – ӨБТК І бабында көрсетілген мәнге ие.

3. Өткізу жөніндегі бірлескен комитет құру және оның өкілеттіктерінің аясы,бекітілген және даулы мәмілелер

3. ӨБТК ІХ бабына (осы Қағидаларға қосымшада жазылған) сәйкес тараптар ӨБК құрады. ӨБТК сәйкес: ӨБК құрамына әрбір мердігер компаниядан (немесе бірге әрекет етуге уағдаласқан мердігер компаниялардың әрбір тобынан) бір адам және өкілетті органнан Қатысушылардың осындай саны (немесе оның қалауы бойынша айқындалатын аз саны) кіреді; отырыстарды өткізу үшін мердігер компаниялар тағайындайтын адамдардың басым көпшілігінен және өкілетті орган тағайындайтын адамдардың басым көпшілігінен тұратын кворум талап етіледі.
Өкілетті орган немесе мердігер (осы Қағидаларға қатысты әрқайсысы Қатысушы деп аталады) ӨБК шешімдерін қабылдау процесінде бір дауысқа ие болады, сонымен қатар кез келген мұндай шешім қабылдау үшін осы шешімге екі Қатысушы да дауыс беруі қажет.
4. ӨБТК ІХ бабының ережелеріне сәйкес ӨБТК 9.7-бөлімінде (бірлескен қызмет) көзделген сенімді ағыннан алынатын шикізатты қоспағанда, мұнай-газ шикізатын тасымалдау, өңдеу, айырбастау және сату (түпкілікті сату шеңберінде де, өзгеше де) мәселелері жөніндегі барлық шешімдерді, ӨБК немесе, егер оған ӨБК өкілеттігі табысталған болса, мердігер қабылдайды. Әртүрлі оқуды болдырмау үшін бірлескен қызмет алдымен, өзгелерімен қатар мыналарды қамтиды:
1) КҚК жүйесі бойынша айдалған мұнай-газ шикізатын;
2) Орынборға жіберілетін мұнай-газ шикізатын;
3) газ жобасының өткізілетін мұнай-газ шикізатын тасымалдау, айырбастау және сату мәселелері жөнінде шешімдер қабылдау;
4) ӨБТК 9.13-бөліміне сәйкес Шағын МӨЗ-на өткізуге жататын мұнай-газ шикізатын тасымалдау, айырбастау және сату мәселелері жөнінде шешімдер қабылдау.
5. Әрбір Қатысушы ӨБК-ге, (х) мұндай ұсыныс түпкілікті сату мәмілесін көздейтін болады және (у) ұсынылған түпкілікті сату мәмілесінің шеңберінде басқа бірлескен қызмет үшін оларды пайдалануға кедергі келтірмес үшін жеткізу пункті мен өткізу пункті арасында қолданыстағы коммерциялық уағдаластықтарды (бұрын ӨБК бекіткен) пайдалануды не қолданыстағы бірлескен қызметке кедергі келтірмейтін жаңа ұсынылған коммерциялық уағдаластықтарды пайдалануды көздейтін болады деген талаппен мәмілелер ұсынуға құқылы. ӨБК көлемдерді, талаптарды, сенімділікті және контрагенттің кредиттік қабілеттілігін және баламалардың бар немесе жоқ екенін ескере отырып, барынша көп таза пайданы қамтамасыз ету мақсатында шешімдер қабылдайды.
6. Қатысушы тек мынадай жағдайларда ғана ұсынылған мәмілеге қатысты өз қарсылықтарын білдіруге құқылы:
1) нәтижесінде неғұрлым көп таза пайда алынатын басқа мәміле жүзеге асырылатын болса;
2) түпкілікті сату мәмілелеріне қатысты – сатып алушы мәмілені негіздеуге жеткілікті төлем сенімділігін қамтамасыз ете алмаған жағдайда;
3) мәміле жасасуға арналған басқа нұсқаларға қарағанда, ұсынылған мәміле контрагенттің міндеттемелерді орындамауы бойынша жоғары тәуекелмен байланысты болғанда;
4) ұсынылған мәмілені жүзеге асыруға қажетті мұнай-газ шикізатын өндірудің өзіндік құны болжанған таза пайдадан жоғары болған кезде;
5) басқа тікелей ықтимал нұсқа болмаған кезде, Қатысушылар өздеріне мәміленің неғұрлым пайдалы баламалы нұсқасының пайда болуын ықтимал күту дәрежесі жеткілікті болған кезеңге қарағанда, неғұрлым ұзақ кезеңге міндеттеме алады.
6) қолданылу мерзімі бір жылдан асатын шарттарға қатысты – ұсынылған мәміледе мәмілені жүзеге асыру мерзімі ішінде әділ нарық бағасының ықтимал өсуін көрсететін жеткілікті дәрежедегі бағалардың индексациясы туралы ереже болмаған кезде;
қарсылық білдіретін Қатысушының оның қолданыстағы шарттық міндеттемелерінің тең үлесін шегергенде көлемі осы Қатысушыға тиесілі мұнай-газ шикізатының үлесінен аспайтын мәміленің балама нұсқасын ұсынған жағдайларды, сондай-ақ қолданыстағы өндірістік қуатқа немесе қолданыстағы коммерциялық уағдаластықтарға (бұрын ӨБК бекіткен) байланысты ұсынылған екі мәміленің деректері белгілі бір дәрежеде бір-бірін өзара алып тастайтын жағдайларды қоспағанда.
7. ӨБК бекіткен мәмілелер «Бекітілген мәмілелер» деп аталады. Екі Қатысушының да мұнай-газ шикізатының үлестері бекітілген мәмілелер арасында бөлінеді, бұл ретте екі Қатысушы да бекітілген мәмілелерге байланысты шығындар мен түсімдерге тепе-тең негізде қатысады.
8. Егер ӨБК ұсынылған мәмілені бекітпесе, онда оны ұсынған Қатысушы («Даулы мәміленің бастамашысы» немесе «ДМБ») ұзақтығы үш жылдан артық емес кезең ішінде жеткізу пунктінде мұнай-газ шикізатының осы көлемін сатып ала отырып, көрсетілген мәмілені («Даулы мәміле») жүзеге асыра алады, бірақ, мынадай талаппен, көрсетілген көлем ДМБ мұнай-газ шикізатына құқығын асырмайтын болады және 9.2(b)(vi) бөлімде белгіленген тәртіпте айқындалған әділ нарық бағасы бойынша екі Қатысушыдан тепе-тең негізде қолданыстағы шарттық міндеттемелер есепке алынады. (х) Кез келген Қатысушы екінші Қатысушы тарапынан осы қағиданың 6-тармағының (а)-(е) тармақшаларында жазылған экономикалық себептерге негізделген қарсылықтары бар мәмілені жүзеге асырғысы келген және (у) екінші Қатысушы бірінші Қатысушы тарапынан осы қағидалардың 6-тармағында жазылған экономикалық сипаты жоқ себептерге негізделген қарсылықтары бар мәмілені жүзеге асырғысы келген және (z) екі мәміле өндірістік қуатқа немесе қолданыстағы шарттық міндеттемелерге қатысты шектеулермен байланысты ішінара немесе толық бір-бірін өзара алып тастаған жағдайларда, жоғарыда (х) бөлігінде аталған ұсынылған мәміле оны мұнай-газ шикізатына ұсынған Қатысушының құқықтарына тиісті шектерде, оның қолданыстағы міндеттемелерінің тең үлесін шегергенде даулы мәміле ретінде жүзеге асырылады және бұл ретте, жоғарыда (у) бөлігінде аталған ұсынылған мәміле оны мұнай-газ шикізатына ұсынған Қатысушының құқықтарына тиісті шектерде, оның қолданыстағы міндеттемелерінің тең үлесін шегергенде бекітілген мәміле ретінде жүзеге асырылуға тиіс.
9. Даулы мәселе арқылы іске асырылатын мұнай-газ шикізатының құны (х) ӨБК немесе (у) ӨБК тарапынан келісім болмаған кезде Қатысушылардың келісімі бойынша айқындалады немесе (z) Қатысушылар тарапынан келісім болмаған кезде ӨБТК 9.2(b)(vi) бөлімінде және ХХХ бабында (осы Қағидаларға қосымшада баяндалған) белгіленген тәртіпте Сарапшы айқындайды.

4. Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнында
өндірілетін мұнай-газ шикізатының бағасын айқындау тәртібі

10. Кейіннен Орынбор газ өңдеу кешеніне өңдеуге жеткізілетін, осы Қағидалардың 11-тармағы қолданылатын тұрақтандырылмаған конденсат пен шикі газды сату-сатып алу жөніндегі мәмілелерді қоспағанда, мұнай-газ шикізатына арналған мәміленің бағасы мынадай түрде айқындалады:
мұнай-газ шикізатына арналған мәміле бағасын айқындау үшін мердігер ӨБТК ІХ бабында көрсетілген әдіснаманы қолданады. Өткізу жөніндегі бірлескен комитет мәмілелерді бекітеді (немесе өзге түрдегі мәмілелер барысында ӨБТК 9.2(b)(v)-(vi) кіші бөлімінде көзделген даулы мәміле рәсіміне сәйкес Сарапшының қатысуымен жүзеге асырылады және бағаланады). Мәміленің алынған бағасы нарық бағасы болып табылады және «қол созу» қағидатына негізделген баға болып саналады.
11. Кейіннен Орынбор газ өңдеу кешеніне өңдеуге жеткізілетін тұрақтандырылмаған конденсат пен шикі газға арналған мәміле бағасы мынадай түрде анықталады:
тұрақтандырылмаған конденсат пен шикі газды осы өнімнің ерекшеліктеріне байланысты өндіріс алаңында сақтаудың мүмкін еместігін қоса алғанда, (1) жергілікті нарық шарттарын, (2) Орынбор газ өңдеу кешеніне және жергілікті мұнай өңдеу зауыттарына шектеусіз рұқсат алған сатып алушылардың шектеулі санын ескере отырып, (3) тұрақтандырылмаған конденсат пен шикі газды тасымалдау мен өңдеуге монополияның бар екенін және (4) кейіннен Орынбор газ өңдеу зауытына өңдеуге жеткізілетін тұрақтандырылмаған конденсат пен шикі газ жеткізудің, өз кезегінде, кейіннен Орынбор газ өңдеу зауытына өңдеуге жеткізілетін тұрақтандырылмаған конденсат пен шикі газға мәміле бағасын анықтау үшін нарық бағасын қалыптастыруға елеулі әсер ететін арнайы құбыр арнасы жүйесі бойынша ғана жүзеге асырылатындығын назарға ала отырып, мердігер ӨБТК ІХ бабында көрсетілген әдіснаманы қолданады. ӨБТК ІХ бабына сәйкес ӨБК мәмілелерді бекітеді (немесе өзге түрдегі мәмілелер барысында ӨБТК 9.2(b)(v)-(vi) кіші бөлімінде көзделген даулы мәміле рәсіміне сәйкес Сарапшының қатысуымен жүзеге асырылады және бағаланады). Мәміленің алынған бағасы нарық бағасы және «қол созу» қағидатына негізделген баға болып саналады.
12. Осы Қағидада белгіленген нарық бағасын анықтау рәсімі (әдіснамасы) жеңілдікті салық салу елдерінде тіркелген контрагенттермен жасалған мәмілелерді қоса алғанда, ӨБТК күшіне ену күнінен бастап жасалған мәмілелерге қолданылады.

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2012 жылғы 26 маусымдағы
№ 848 қаулысына
қосымша

І БАП. 1997 жылғы 18 қарашадағы Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнының мердігерлік учаскесінің өнімін бөлу туралы түпкілікті келісімнің «Анықтамалары»
(үзінді)

АНЫҚТАМАЛАР

Өкілетті орган Қазақстан Республикасының мүддесі үшін әрекет ететін «Қазақойл» ұлттық мұнай-газ компаниясы» жабық типті акционерлік қоғамын не Қазақстан Республикасының Үкіметі «Өкілетті орган» ретінде айқындаған кез келген басқа жеке немесе заңды тұлғаны не олардың құқық мирасқорларын білдіреді.
Мердігер (і) лицензия берілген күннен бастап Тексако үлесін сатып алу күніне (бұл күнді қоса алмағанда) дейінгі кезеңде – Аджип, Бритиш Газ және Газпром РАҚ; (U) Тексако үлесін сатып алу күнінен бастап (қоса алғанда) осы Келісімге қол қою күніне (бұл күнді қоспағанда) дейінгі кезеңде – Аджип, Бритиш Газ, Газпром РАҚ және Тексако; және (ііі) осы Келісімге қол қою күнінен бастап (қоса алғанда) және бұдан кейінгі кезеңде (осы Келісімнің және ХХIII баптың ережелерін ескере отырып) – Аджип, Бритиш Газ, Тексако және ЛУКойл білдіреді. Осы Келісімді жасасу күніне мердігер компаниялардың мердігерге қатысудағы қатысты үлестері мыналар болып табылады (және осы Келісімнің ХХШ бабының ережелеріне сәйкес қана өзгертілуі мүмкін): Аджип - 32,5%; Бритиш Газ - 32,5%; Тексако - 20% және ЛУКойл - 15%.
КҚК Атыраудан бастап Новороссийскіге дейін салынғалы және пайдалануға берілгелі отырған құбыр арнасын білдіреді.
Осы Келісім бойынша алынған мұнай-газ шикізатының кез келген көлемдеріне қатысты жеткізу пункті жалғастырушы құбыр арнасы бойынша айдалатын мұнай-газ шикізаты үшін жеткізу пункті ҮШ болып табылатындығын, ал желілер бойынша Орынборға айдалатын мұнай-газ шикізаты үшін жеткізу пункті бұл желілердің Республика мен Ресей Федерациясы арасындағы шекарамен түйісу пункті болып табылатындығын, сондай-ақ ББК ара-тұра мұнай-газ шикізатының нақты ағындарына басқа да жеткізу пункттерін қосымша белгілеуге құқылы екендігін атап көрсете отырып, мұнай-газ шикізаты мердігерлік учаскеден әкетілетін Қазақстандағы пунктті немесе егер мұндай көлем осы Келісім бойынша өнімді бөлу мақсатында өлшене алмайтын болса, мердігерлік учаске аумағынан тыс әкетілгеннен кейін мұндай өлшеу орындалуы мүмкін Қазақстандағы бірінші пунктті білдіреді.
Әділ нарық құны немесе кез келген тауарлық-материалдық құндылықтарды сатуға немесе жеткізуге немесе қызметтер көрсетуге қатысты әділ нарық бағасы тиісті өткізу нарығында тәуелсіз үшінші тарап мұндай тауарлық-материалдық құндылықтарды немесе қызметтерді әділ сатқан жағдайда ақшалай түрдегі баға төлемнің жалғыз нысаны болып табылған кезде қамтамасыз етуге болатын ақшалай түрдегі бағаны білдіреді.
Түпкілікті сату (і) мұнай-газ шикізатын немесе (іі) мердігердің немесе мердігер компанияның немесе өкілетті органның айырбастау бойынша мұндай бірінші мәміле мердігер немесе мердігер компания немесе өкілетті орган көмірсутектер түрінде емес сыйақыға мұнай-газ шикізатын жеткізуді көздейтін көмірсутектерді айырбастау немесе айырбастау сериясы мәмілелерінің барысында алынатын кез келген көмірсутектерді кез келген сатуды білдіреді. Әртүрлі оқуды болдырмау үшін көмірсутектерді айырбастау бойынша операция осы Келісімге қолданылатын сату ретінде қарастырылмайды.
Газ жобасы (і) жылына 5 млрд. текше метр көлемде (немесе өкілетті органның, мердігердің және газ жобасы демеушілерінің келісімі бойынша артық немесе кем көлемде) газды (тазартылмаған) бастапқы қайта өңдеу қуатына және (іі) жылына 10 млрд. текше метр көлемде газды (тазартылмаған) түпкілікті қайта өңдеу қуатына есептелген кәсіпорынды, сондай-ақ Республика мен газ жобасының демеушілері арасында келісілетін жеткізу пунктіне тазартылған газ тасымалдауға арналған құбыр арналарын білдіреді.
Мұнай-газ шикізаты мұнайды, газды, конденсатты, басқа да көмірсутек өнімдерін, сондай-ақ мердігерлік учаскені пайдалану кезінде табылуы, өндірілуі немесе өзгеше түрде алынуы және сақталуы мүмкін барлық басқа да көмірсутек заттарын білдіреді.
Осы Келісім бойынша мердігерге, кез келген мердігер компанияға немесе өкілетті органға қолданылатын мұнай-газ шикізатының үлесі сәйкесінше осы Келісімнің және ілеспе құжаттардың шарттарына сәйкес ара-тұра осы тарапқа тиесілі болатын өтемақылық мұнай-газ шикізатының, пайдаға келген мұнай-газ шикізатының және басқа да мұнай-газ шикізатының жиынтық көлемін білдіреді.
Шағын МӨЗ мердігерлік учаскенің аумағында ішінара салынған жылына 400 000 тонна сұйық көмірсутектер қайта өңдеуге есептелген мұнай өңдеу және мұнайды қайта өңдеу зауытын білдіреді (және осы ұғыммен шектеледі).
ІХ БАП. 1997 жылғы 18 қарашадағы Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнының мердігерлік учаскесінің өнімін бөлу туралы түпкілікті келісімнің «Мұнай-газ шикізатын өткізу және оның құнын есептеу»
9.1-БӨЛІМ. Жалпы ережелер. Мұнай-газ шикізаты мен ілеспе заттардың барлық қаржылық көрсеткіштерге қолданылатын құны осы бапта белгіленген тәртіпте айқындалады. Мұнай-газ шикізаты мен ілеспе заттарды өткізу және басқа да өткізу түрлері осы ІХ бапта белгіленген тәртіпте жүзеге асырылады. Сонымен қатар осы бапта шағын МӨЗ мұнай-газ шикізатын таңдау, ІХ бапқа сәйкес алынған мұнай-газ шикізатын таңдау және даулы мәмілелермен байланысты өткізілген мұнай-газ шикізатын сату шарттары мен шарттарды айқындау әдістемесі жазылды.
9.2-БӨЛІМ. Бірлескен өткізу. (a) Өткізу жөніндегі бірлескен комитет. Тараптар өткізу жөніндегі бірлескен комитет («ӨБК») құрады. ӨБК құрамына кемінде он бес (15 %) пайыз қатысу үлесі бар әрбір мердігер компаниядан (немесе бірлесе әрекет етуге келіскен мердігер компаниялардың әрбір тобынан) бір адамнан және өкілетті органнан осындай Қатысушылар саны (немесе оның қалауы бойынша айқындалатын аз санды) кіреді. Отырыстарды өткізу үшін мердігер компаниялар тағайындаған тұлғалардың басым көпшілігінен және өкілетті орган тағайындаған адамдардың басым көпшілігінен тұратын кворум талап етіледі. Өкілетті орган және мердігер (осы IX бапқа сәйкес әрқайсысы «Қатысушы» деп аталады) ӨБК шешімдерін қабылдау процесінде бір-бір дауысқа ие болады, сонымен қатар кез келген мұндай шешім қабылдау үшін осы шешімге екі Қатысушы да дауыс беруі қажет.
(b) Бірлесе шешілетін мәселелер (і) күшіне енген күннен бастап, төменде баяндалған (iv),(v) және (vi) кіші бөлімдерін есепке алғанда, 9.7-бөлімінде («Бірлескен қызмет») көзделген сенімді ағыннан алынатын шикізатты қоспағанда, мұнай-газ шикізатын тасымалдау, өңдеу, айырбастау және сату (түпкілікті сату шеңберінде және басқа да жағдайда) мәселелері жөніндегі барлық шешімдерді, егер оған ӨБК өкілеттігі табысталған болса, мердігер қабылдайды. Әртүрлі оқуды болдырмау үшін, бірлескен қызмет бастапқыда, өзгелерден бөлек, мыналарды қамтиды: (А) КҚК жүйесі бойынша айдалған мұнай-газ шикізатын тасымалдау, айырбастау және сату мәселелері жөнінде шешімдер қабылдау, (В) Орынборға жіберілетін сондай-ақ мұнай-газ шикізатын, (С) газ жобасына өткізілетін мұнай-газ шикізатын және (D) 9.13-бөліміне сәйкес шағын МӨЗ өткізуге жататын мұнай-газ шикізатын тасымалдау, айырбастау және сату мәселелері жөнінде шешімдер қабылдау.
(іі) Әрбір Қатысушы мұндай ұсыныстарда (х) түпкілікті сату мәмілесі көзделетін болуы және (у) ұсынылған түпкілікті сату мәмілесінің шеңберінде бірлескен қызметтің басқа түрлері үшін оларды пайдалануға кедергі келтірмес үшін жеткізу пункті мен өткізу пункті арасында қолданыстағы коммерциялық уағдаластықтарды (бұрын ӨБК бекіткен) пайдалану не қолданыстағы бірлескен қызметке кедергі келтірмейтін жаңа ұсынылған коммерциялық уағдаластықтар пайдалану көзделетін болуы шарттарында ӨБК мәмілелер ұсынуға құқылы. ӨБК көлемдерді, талаптарды, сенімділікті және контрагенттің кредиттік қабілеттілігін және баламалардың барлығын немесе жоқтығын ескере отырып, барынша көп таза пайданы қамтамасыз ету мақсатында шешімдер қабылдайды. Осы IX бапқа қолданылатын «Таза пайда» деген термин 9.5-бөлімдегі осы терминге берілген анықтамаға сәйкес өткізу шығындарын шегергенде түпкілікті сату, үшінші тарапқа сату және байланысқан тарапқа сату мәмілелерінен түскен жалпы түсімдерді білдіреді.
(ііі) Қатысушы тек мынадай жағдайларда ғана ұсынылған мәмілеге қатысты өз қарсылығын білдіруге құқылы:
(А) нәтижесінде неғұрлым көп таза пайда алынуы мүмкін басқа мәміле жүзеге асырылуы мүмкін болса;
(В) түпкілікті сату мәмілелеріне қатысты – сатып алушы мәмілені негіздеуге жеткілікті төлем сенімділігін қамтамасыз ете алмаған жағдайда;
(С) ұсынылған мәміле контрагенттің міндеттемелерді орындамауының мәміленің қолда бар басқа нұсқаларына қарағанда, неғұрлым жоғары тәуекелмен байланысты болғанда;
(D) ұсынылған мәмілені жүзеге асыруға қажетті мұнай-газ шикізатын өндірудің өзіндік құны болжанған таза пайдадан жоғары болған кезде;
(E) басқа тікелей ықтимал нұсқа болмаған кезде, Қатысушылар өздеріне мәміленің неғұрлым пайдалы баламалы нұсқасының пайда болуын ықтимал күту дәрежесі жеткілікті болған кезеңге қарағанда, неғұрлым ұзақ кезеңге міндеттеме алғанда; немесе
(F) қолданылу мерзімі бір жылдан асатын шарттарға қатысты ұсынылған мәміледе мәмілені жүзеге асыру мерзімі ішінде әділ нарық бағасының ықтимал өсуін көрсететін жеткілікті дәрежедегі бағалардың индексациясы туралы ереже болмаған кезде;
қарсылық білдіретін Қатысушы оның қолданыстағы шарттық міндеттемелерінің тең үлесін шегергенде көлемі осы Қатысушыға тиесілі мұнай-газ шикізатының үлесінен аспайтын мәміленің балама нұсқасын ұсынған жағдайларды, сондай-ақ қолданыстағы өндірістік қуатқа немесе қолданыстағы коммерциялық уағдаластықтарға (бұрын ӨБК бекіткен) байланысты ұсынылған екі мәміленің деректері белгілі бір дәрежеде бір-бірін өзара алып тастайтын жағдайларды қоспағанда.
(iv) ӨБК бекіткен мәмілелер «Бекітілген мәмілелер» деп аталады. Екі Қатысушының да мұнай-газ шикізатының үлестері бекітілген мәмілелер арасында бөлінеді, бұл ретте екі Қатысушы да бекітілген мәмілелерге байланысты шығындар мен түсімдерге тепе-тең негізде қатысады. Мәмілелер бойынша мердігер өкілетті органның агенті ретінде қабылдаған және күшіне ену күні қолданыстағы барлық міндеттемелер көрсетілген міндеттемелердің белгіленген қолданылу мерзімі ішінде, бірақ тек контрагенттің қалауы бойынша ғана жүзеге асырылған кез келген ұзарту мерзімдерін қоспағанда, бекітілген мәмілелерге жатады. 9.13-бөлімде көзделген тәртіпте шағын МӨЗ мұнай-газ шикізатын өткізуде бекітілген мәмілелерге жатады.
(v) Егер ӨБК ұсынылған мәмілені бекітпесе, онда оны ұсынған Қатысушы («Даулы мәміленің бастамашысы» немесе «ДМБ») ұзақтығы үш жылдан артық емес кезең ішінде жеткізу пунктінде мұнай-газ шикізатының осы көлемін сатып ала отырып, көрсетілген көлем ДМБ мұнай-газ шикізатына құқығын асырмайтын болуы және 9.2(b)(vi) бөлімде белгіленген тәртіпте айқындалған әділ нарық бағасы бойынша екі Қатысушыда да тепе-тең негізде қолданыстағы шарттық міндеттемелер есепке алынуы шартында көрсетілген мәмілені («Даулы мәміле») жүзеге асыра алады. Көрсетілген сатып алынатын көлемді төлеу ДМБ көрсетілген сатып алынатын көлемді төлеу сомасы мен ДМБ үлесті құқығымен көзделген осы және кейінгі мердігерлік кезеңдерде бекітілген мәмілелер мен даулы мәмілелерден түскен таза түсімдерден алынған ақшалай сома арасындағы өтемақылық есепке алу жолымен, егер бұл мүмкін болған жағдайда жүргізіледі. (х) Кез келген Қатысушы екінші Қатысушы тарапынан 9.2(b)(ііі) бөлімнің (А)-(F) кіші бөлімдерінде баяндалған экономикалық себептерге негізделген қарсылықтары бар мәмілені жүзеге асырғысы келген және (у) екінші Қатысушы бірінші Қатысушы тарапынан 9.2(b)(ііі) бөлімнің соңында баяндалған экономикалық сипатта емес себепке ғана негізделген қарсылықтары бар мәмілені жүзеге асырғысы келген және (z) екі мәміле өндірістік қуатқа немесе қолданыстағы шарттық міндеттемелерге қатысты шектеулермен байланысты ішінара немесе толық бір-бірін өзара алып тастаған жағдайларда, жоғарыда (х) аталған ұсынылған мәміле оны мұнай-газ шикізатына ұсынған Қатысушының құқықтарына сәйкес шектерде, оның қолданыстағы міндеттемелерінің тепе-тең үлесін шегергенде даулы мәміле ретінде жүзеге асырылуы мүмкін және бұл ретте, жоғарыда (у) кіші бөлімде аталған ұсынылған мәміле оны мұнай-газ шикізатына ұсынған Қатысушының құқықтарына сәйкес шектерде, оның қолданыстағы міндеттемелерінің тепе-тең үлесін шегергенде бекітілген мәміле ретінде жүзеге асырылуға тиіс.
(vi) Даулы мәміле жолымен өткізілетін мұнай-газ шикізатының қаржылық көрсеткіштерге қолданылатын, сондай-ақ сатып алушы Қатысушы тарапынан төлеуге жататын соманы есептеуге қолданылатын құны жеткізу пунктінде тәуелсіз коммерциялық мәміле нәтижесінде алынған әділ нарық бағасы бойынша анықталады және (х) ӨБК немесе (у) ӨБК тарапынан келісім болмаған кезде Қатысушылардың келісімі бойынша немесе (z) Қатысушылар тарапынан келісім болмаған кезде осы кіші бөлімде және ХХХ бапта белгіленген тәртіпте Сарапшы анықтайды. Тәуелсіз коммерциялық мәміле кезінде мұндай әділ нарық бағасын анықтау кезінде ӨБК, Қатысушылар немесе Сарапшы жағдайларға байланысты мынадай факторларды назарға алады:
(А) даулы мәміле шеңберінде өткізуге ұсынылған типтегі мұнай-газ шикізатына қатысты мәміленің балама нұсқаларының болуы, егер мұндай нұсқалар бар болса (мұндай мәмілелердің таза құны да);
(В) қолданыстағы бекітілген мәмілелер нәтижесінде осы типтегі мұнай-газ шикізаты өнімі бірлігінің таза құны (үлестік құны) (бірақ неғұрлым жоғары үлестік өткізу қабілеті болған кезде көрсетілген бекітілген мәмілелер мұндай таза үлестік құнды қамтамасыз ете алатын болған жағдайда ғана);
(С) даулы мәміле нәтижесінде қамтамасыз етілуі ықтимал болатын таза үлестік құны (барлық тиісті факторларды есепке алғанда, атап айтқанда, контрагенттің сенімділігі мен кредиттік қабілеттілігін қоса алғанда);
(D) ұсынылған мәміленің және көрсетілген кезең ішінде туындауын жеткілікті ықтималдық дәрежеде күтуге болатын кез келген неғұрлым пайдалы баламалы мәмілелердің ұзақтығы;
(Е) барынша көп таза пайданы қамтамасыз ету бойынша Қатысушылардың мақсаттары;
Егер тәуелсіз коммерциялық мәміле кезінде әділ нарық бағасын Сарапшы анықтайтын болса, онда Сарапшы (аа) өзі анықтаған үлестік құнның өзі анықтаған даулы мәміленің ықтимал таза үлестік құнына қарағанда артық, тең немесе кем болатынын көрсетуге және осыған негіздеме келтіруге; және (bb) қолданылу мерзімі бір жылдан артық жалғасып келе жатқан міндеттемелермен байланысты мәмілелерге қатысты алдымен, шарттың қолданылу мерзімі ішінде көрсетілген мәмілелердің әділ нарық бағасын түзету қажет пе, егер қажет болса, қандай дәрежеде түзету қажеттігін, екіншіден кез келген мұндай қажетті түзетуді жүзеге асырудың тиісті тетігінің қандай болу керектігін анықтауға тиіс. Сарапшы көрсетілген қорытындыны шығарғаннан кейін Қатысушы он (10) күн ішінде өзінің шешімін өзгерте алады (яғни, даулы мәселені ұсынған Қатысушы оны жүзеге асырмау туралы шешім қабылдай алады немесе өзінің қарсылығын білдірген Қатысушы өзінің қарсылығын кері қайтарып алу туралы шешім қабылдай алады (бұл ретте, соңғы жағдайда бұл мәміле бекітілген мәміле ретінде жіктелетін болады).
(vii) Сарапшы даулы мәміле үшін үлестік әділ нарық бағасының өзі анықтаған даулы мәміленің ықтимал үлестік таза құнынан артық еместігін белгілеген жағдайларда, ұсынылған мәміле бекітілген мәміле болады.
(vііі) Әрбір Қатысушы жыл сайын ӨБК-ге алдыңғы он екі айға көрсетілген кезеңге өнім бірлігіне алынған таза пайданы көрсете отырып, өздерінің даулы мәмілелері туралы бухгалтерлік есебін ұсынады. Егер даулы мәміле нәтижесінде ӨБК, Қатысушылар немесе Сарапшы анықтаған үлестік әділ нарық бағасынан кем емес мөлшерде өнім бірлігіне таза пайда алынатын болса, онда бастапқы кезде ұсынылған мәмілеге қарсы болған Қатысушының ұйғарымы бойынша мұндай мәміле бірлескен банк шоттарына және қаржылық көрсеткіштерге жатқызылған барлық есептеулерге тиісті түзетулер енгізу арқылы көрсетілген он екі айлық кезең ішінде бекітілген мәміле ретінде қарастырыла алады.
(с) Бекітілген мәмілелерді жүзеге асыру. Мердігер барлық бекітілген мәмілелерді жүзеге асыруға жауапты болады.
(d) Даулы мәмілелерді жүзеге асыру. Жеткізу пунктінде даулы мәміле бастамашысына даулы мәмілелерді жүзеге асыруға бағытталған барлық мұнай-газ шикізатына меншік құқығы ауысады, бұл ретте ол осы мұнай-газ шикізатына қатысты, ДМБ мердігерден көрсетілген қызметті жүзеге асыруын сұрауға құқылы деген талаппен ғана, барлық кейінгі қызметке жауапты болады, бұл жерде оның сұрауына негізсіз бас тарту болуға тиіс емес.
(е) Ақпаратты ашып көрсету. Мердігер өткізу жөніндегі бірлескен комитеттің кез келген мүшесіне оның талабы бойынша мердігер жүзеге асырған барлық бекітілген мәмілелерге және барлық даулы мәмілелерге қатысты барлық ақпаратты және құжаттаманы ұсынады.
(f) Объектілерге рұқсат. Әртүрлі түсінікті болдырмау үшін тараптар өкілетті органның даулы мәмілені жүзеге асыруы мердігерді 3.10-бөлім бойынша міндеттемелерден босатпайтынын түсінеді.
(g) Егер ӨБК бекітілген мәмілелер үшін қолма-қол ақшаға («спот») сату қағидаты бойынша сату мүмкіндігін анықтаған болса, онда ӨБК ӨБК-де әрбір мәмілені бекіту қажеттігінсіз мұндай өткізуді жүргізуге мүмкіндік беретін тиісті тетік қабылдауға тиіс.
9.3-БӨЛІМ. Даулы мәмілелер құнын есептеу. Даулы мәмілелерді жүзеге асыру мақсатында алынған мұнай-газ шикізатының барлық қаржылық көрсеткіштерге қолданылатын және сатып алушыға Қатысушы тарапынан төлеуге жататын соманы есептеуге қолданылатын құны жоғарыда баяндалған 9.2(b)(vi) бөлімнің ережелеріне сәйкес анықталады. Екі Қатысушының даулы мәмілелерге қатысты мұнай-газ шикізатына құқықтары тең бөлінеді, сонымен қатар, екі Қатысушы да ДМБ тарапынан көрсетілген мұнай-газ шикізатын сатып алудан түскен түсімдерге тепе-тең негізде қатысады. Мердігер даулы мәміле кімнің пайдасына жүзеге асырылса, сол Қатысушы үшін өзі жүзеге асырған әрбір даулы мәміле бойынша жеке есепке алуды жүргізеді және осы Қатысушыға жоғарыда келтірілген 9.2(b)(vi) бөлімінде сәйкес есептеу құнының (і) арасындағы және (ii) бөлімнің ережелеріне және сипатына қарай іске асыру шығыстарына жатқызылған іс жүзіндегі шығындарды шегергенде іс жүзінде алынған түсімдерге сәйкес анықталған айырмашылықты кредитке немесе дебитке береді. Көрсетілген кредит беру немесе дебиттеу барлық қаржылық көрсеткіштерді есептеу кезінде назарға алынбайды.
9.4-БӨЛІМ. Бекітілген мәмілелер шеңберінде іске асыру мақсатында алынған мұнай-газ шикізатының құнын есептеу. Бекітілген мәмілелер шеңберінде іске асыру мақсатында алынған мұнай-газ шикізатының барлық қаржылық көрсеткіштерге қолданылатын құны мынадай тәртіппен анықталады.
(а) Мердігерлік кезеңде алынған сұйық көмірсутектердің әрбір баррель құны мынадай тәртіппен анықталады:
(і) жеткізу пунктінде әрбір баррельге нөлге тең шартты мән беріледі. Осы бөлімде көзделген жүзеге асырылатын түзетуді ескере отырып, шартты мән барлық қаржылық көрсеткіштерді есептеуге пайдаланылуға тиіс;
(іі) осыдан кейін әрбір баррель құны оны сату, заттай төлеуге пайдалану, оны түпкілікті жоғалту немесе түпкілікті өткізу сәтінде мынадай тәртіппен түзетіледі:
(А) үшінші тарапқа сатылған жағдайда (даулы мәмілелерден басқа) баррель құны осы сатуға қолданылатын баррельге өткізу шығыстарын шегергенде баррельге көрсетілген сату мәмілесіне қатысты алынған іс жүзіндегі пайда сомасы бойынша анықталады;
(В) БСС-дан экспорт пунктіне немесе БСС аумағынан тыс. пунктке (даулы мәмілелерден басқа) жеткізу арқылы түпкілікті сатуды ұсынатын тараппен байланысты сату жағдайында әрбір партия бойынша баррель құны ФОБ жағдайында «Plaits Oilgrarn» журналында (немесе халықаралық деңгейде танылған және тараптар уағдаластығы бойынша таңдалған нарық бағаларының өзге анықтамасында) жарияланған экспорттың репрезентативті порттары осы сатуға қолданылатын баррельге өткізу шығыстарын шегергенде сұрыпқа, көлемге және басқа да ерекше жағдайларға қажетті түзетулер арқылы репрезентативті сұйық көмірсутектердің және сұйық көмірсутек өнімдерінің барреліне ортасындағы күн осы партия бойынша коносамент күні болып табылатын бес күндік кезеңге орташа арифметикалық баға бойынша анықталады;
(С) БСС аумағындағы пунктке (даулы мәмілелерден басқа) жеткізу арқылы түпкілікті сатуды ұсынатын тараппен байланысты сату жағдайында – әрбір партия бойынша баррель құны сатып алушыға жеткізу пунктінде осы сатуға қолданылатын баррель үшін өткізу шығыстарын шегергенде орынға, тараптар сипатына және сападағы айырмашылыққа қажетті түзетулер арқылы ұқсас сұйық көмірсутектері немесе сұйық көмірсутек өнімдермен жасалған ұқсас мәмілелер негізінде анықталған оның әділ нарық бағасы бойынша анықталады;
(D) даулы мәміле шеңберінде өткізу жағдайында – баррель құны 9.2 (b)(vi) бөлімде белгіленген тәртіппен анықталады;
(Е) егер өнімді жоғалту түпкілікті белгіленген жағдайда, әрбір жоғалтылған көлем бойынша баррель құны нөлге немесе сақтандыру шарттарына, өнімді тасымалдау және өңдеу шарттарына, басқа да келісімдерге сәйкес немесе өзге де түрде көрсетілген залалдарды өтеу мақсатында үшінші тарапқа қарсы қозғалған кез келген талап арыз нәтижесінде алынған әрбір баррельге неғұрлым жоғары мәнге тең болады;
(F) заттай төлеуге пайдалану жағдайында – баррель құны осы мердігерлік кезеңге түпкілікті сату мәмілелерінің шеңберінде өткізілетін барлық сұйық көмірсутектер бойынша орташа салмақты құнға (өткізу шығыстарын шегергенге дейін жоғарыда келтірілген (А)-(С) параграфтарына сәйкес анықталған) (көлемі бойынша) тең болады; мынадай ғана талаппен, алайда осы мердігерлік кезеңге мұндай түпкілікті сату мәмілелері болмаған кезде баррель құнын анықтау мүмкін болатын соңғы мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады не, егер көрсетілген орташа мән кез келген алдыңғы мердігерлік кезеңге анықталмаған болса, анықтау мүмкін болатын жуық арадағы келесі мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады;
(G) бартерді пайдалана отырып сату жолымен өткізу жағдайында – баррель құны осы мердігерлік кезеңге түпкілікті сату мәмілелерінің шеңберінде өткізілетін барлық сұйық көмірсутектер бойынша орташа салмақты (көлем бойынша) құн бойынша (өткізу шығыстарын шегергенге дейін жоғарыда келтірілген (А)-(С) параграфтарға сәйкес анықталған) анықталады; мынадай ғана талаппен, алайда осы мердігерлік кезеңге мұндай түпкілікті сату мәмілелері болмаған кезде баррель құнын анықтау мүмкін болатын соңғы мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады не, егер көрсетілген орташа мән кез келген алдыңғы тоқсанға анықталмаған болса, осы өткізуге қолданылатын баррельге өткізу шығыстарын шегергенде, анықтау мүмкін болатын жуық арадағы келесі мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады;
(Н) осы 9.4-бөлімнің (А) – (G) параграфтарында белгіленген тәртіптен ерекшеленген өзге де тәртіппен мұнай-газ шикізатын өткізу жағдайында ӨБК, егер бұл қажет болса, өткізу шығыстарын есепке алуға қатысты кез келген жағдайды қоса алғанда, тиісті есептеу әдісін келіседі. ӨБК келіспеген жағдайда, бұл мәселе 30.2-бөлімде көзделген тәртіппен сараптамаға беріледі.
(b) мердігерлік кезеңде алынған газдың әрбір мың текше метрінің құны мынадай тәртіппен айқындалады:
(і) жеткізу пунктінде әрбір мың текше метрге нөлге тең шартты мән беріледі;
(іі) осыдан кейін газдың (немесе оны айырбастау орнына алынған кез келген көмірсутектердің) әрбір текше метрінің құны, басқа тәртіппен, мынадай тәртіппен оны сату, заттай төлеуге пайдалану, оны түпкілікті жоғалту немесе түпкілікті өткізу сәтінде түзетіледі:
(А) үшінші тарапқа сату (даулы мәмілелерден басқа) жағдайында құн осы сатуға қолданылатын мың текше метрге өткізу шығыстарын шегергенде мың текше метрге көрсетілген сату кезінде алынған іс жүзіндегі пайда сомасы бойынша анықталады;
(В) түпкілікті сатуды білдіретін байланысқан тарапқа сату (даулы мәмілелерден басқа) жағдайында құн осы Келісімнің тараптарымен келісілген, осы сатуға қолданылатын мың текше метрҒге өткізу шығыстарын шегергенде осы мердігерлік кезеңге газдың мың текше метрінің бағасы бойынша анықталады;
(С) газ жобасы бойынша өткізу жағдайында құн осы сатуға қолданылатын мың текше метрге өткізу шығыстарын шегергенде өкілетті орган, мердігер және газ жобасының демеушілері арасында келісілген жеткізулер туралы шартта көзделген талаптармен айқындалады;
(D) даулы мәміле шеңберінде сату жағдайында құн 9.2(b)(vi) бөлімде белгіленген тәртіппен айқындалады;
(Е) егер өнімді жоғалту түпкілікті анықталған болса, онда әрбір жоғалтылған көлем бойынша құн нөлге немесе сақтандыру шарттарына, өнімді тасымалдау және өңдеу шарттарына, басқа да келісімдерге сәйкес немесе өзге де тәртіппен көрсетілген залалдарды өтеу мақсатында үшінші тарапқа қарсы қозғалған кез келген талап арыз нәтижесінде алынған әрбір мың текше метрге неғұрлым жоғары мәнге тең болады;
(F) заттай төлеу үшін пайдаланған жағдайда құн осы мердігерлік кезеңге түпкілікті сату мәмілелерінің шеңберінде өткізілетін барлық газ бойынша орташа салмақты құнға (өткізу шығыстарын шегергенге дейін жоғарыда келтірілген (А)–(В) параграфтарға сәйкес анықталған) (көлемі бойынша) тең болады; мынадай ғана талаппен, алайда осы мердігерлік кезеңге мұндай түпкілікті сату мәмілелері болмаған кезде құн анықтау мүмкін болатын соңғы мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады не, егер көрсетілген орташа мән кез келген алдыңғы мердігерлік кезеңге анықталмаған болса, анықтау мүмкін болатын жуық арадағы келесі мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады;
(G) бартерді пайдалана отырып сату жолымен өткізу жағдайында құн осы мердігерлік кезеңге түпкілікті сату мәмілелерінің шеңберінде өткізілетін барлық газ бойынша орташа салмақты (көлем бойынша) құнмен (өткізу шығыстарын шегергенге дейін жоғарыда келтірілген (А)–(С) параграфтарға сәйкес анықталған) анықталады; мынадай ғана талаппен, алайда осы мердігерлік кезеңге мұндай түпкілікті сату мәмілелері болмаған кезде құн анықтау мүмкін болатын соңғы мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады не, егер көрсетілген орташа мән кез келген алдыңғы тоқсанға анықталмаған болса, осы өткізуге қолданылатын мың текше метрге өткізу шығыстарын шегергенде, анықтау мүмкін болатын жуық арадағы келесі мердігерлік кезеңге анықталған орташа мәнге тең болады;
(Н) Осы 9.4-бөлімнің (А) – (G) параграфтарында белгіленген тәртіптен ерекшеленген өзге тәртіпте мұнай-газ шикізатын өткізу жағдайында ӨБК, егер бұл қажет болса, өткізу шығыстарын есепке алуға қатысты кез келген жағдайды қоса алғанда, тиісті есептеу әдісін келіседі. ӨБК келіспеген жағдайда, бұл мәселе 30.2-бөлімде көзделген тәртіпте сараптамаға беріледі.
(с) Басқа да сұйық көмірсутек өнімдерін және (немесе) ілеспе заттарды алу ақталған сәтте оларды сұйық көмірсутектерден немесе газдан жеке өткізу үшін көрсетілген өнім құнын есептеу әдісін анықтау мақсатында тараптар кездесуге және әділ келіссөздер жүргізуге тиіс. Бұл келіссөздер көрсетілген мәмілелердің бастапқыда 9.2-бөлімге сәйкес бірлескен қызметті құраушы элемент ретінде немесе 9.7-бөлімге сәйкес сенімді ағындарға өткізу ретінде қарастырылуға тиіс пе деген мәселені қамтуға тиіс. егер олар бірлескен қызметті құраушы элементке жатқызылса, онда ӨБК басқа да көмірсутек өнімдеріне қатысты тасымалдау, өңдеу, айырбастау, аралық және түпкілікті сату мәмілелерінің талаптары сенімді ағынға жатқызылды және бірлескен қызметті жүзеге асыру тәртібінен басқа реттелмеді деп танылғандығы туралы мәселені ресми қарастыру тәртібін белгілеуге және ӨБК-де келісуге тиіс.
(d) Өкілетті органға мұнай-газ шикізатын жеткізу ХІ баптың талаптарына сәйкес жүзеге асырылатын жағдайларда мұндай мұнай-газ шикізатының қаржылық көрсеткіштерге қолданылатын құнын есептеу өнім бірлігіне мұндай мәмілеге қатысты алынған іс жүзіндегі пайда бойынша жүзеге асырылуға тиіс.
(е) Бекітілген мәмілелер шеңберінде өткізу мақсатында алынған мұнай-газ шикізатын түпкілікті сатуларды және бекітілген мәмілелер шеңберінде өткізу мақсатында бастапқы алынған, мұнай-газ шикізатын өткізу шығыстарына кіргізілмеген мұнай-газ шикізатының шығыстарын бөлу мақсатында «Түсім тәртібі» («ФИФО») қағидаты қолданылады. Осы Келісімге қолданылатын ФИФО қағидаты мұнай-газ шикізатының жеткізу пунктінде мердігер алған дәрежеде өткізілген немесе жоғалтылған болып саналатынын білдіреді.
(f) Егер кез келген түпкілікті сату шеңберінде көлемдер баррельде емес (сұйық көмірсутектер жағдайында) және мың текше метрде емес басқа өлшем бірлігінде өлшенсе, онда көрсетілген сату мәмілелеріне қолданылатын қолданыстағы бағалар ӨБК-мен келісім бойынша анықталған, ал мұндай келісім болмаған кезде Сарапшы анықтаған аудару коэффициенттерінің көмегімен баррель немесе мың текше метр (жағдайға байланысты) бағасын көрсететіндей түрде түзетілуге тиіс.
(g) Егер тараптардың кез келгені екінші тарапқа көрсетілген көмірсутектер құнын неғұрлым объективті анықтауға мүмкіндік беретін БСС-да түпкілікті сату мәмілесінің шеңберінде өткізілетін сұйық көмірсутектер құнын есептеу әдісінің барлығын жеткілікті нысанда дәлелдей алса, онда бұл әдіс БСС-ға жеткізу үшін көрсетілген көмірсутектерді байланысқан тараптарға сатуға жатқызылған түпкілікті сату мәмілелерінің құнын есептеуге қолданылуға тиіс.
(һ) Егер жеткізу пунктінен кейін мұнай-газ шикізатын тасымалдауды немесе өңдеуді жүзеге асыратын жеке немесе заңды тұлға сапа банкінің немесе басқа да түзету әдістерінің көмегімен (і) көрсетілген жеке немесе заңды тұлға алған мұнай-газ шикізаты сапасының және (іі) көрсетілген жеке және заңды тұлғаға жеткізілген мұнай-газ шикізаты сапасының арасындағы сәйкессіздіктерді есепке алуды жүзеге асырған жағдайда меншікті құн осы сәйкессіздіктерді толық есепке алатындай түрде түзетіледі (бірақ өткізу шығыстарын есептегенде кіргізілген кез келген баптарды қайталамайды).
9.5-БӨЛІМ. Бекітілген мәмілелер бойынша өткізу шығыстары
(а) Анықтама. Бекітілген мәмілелер бойынша өткізу шығыстарын айқындау мақсатында кез келген көлемдегі және кез келген типтегі сатылған мұнай-газ шикізатына қатысты «Өткізу шығыстарын» өңдеумен және тасымалдаумен байланысты жеткізу пунктінен түпкілікті сату пунктіне (үшінші тарапқа сатуға қатысты) немесе құн есептеу жүргізілген пунктке (байланысқан тарапқа сатуға қатысты) дейінгі қозғалыс барысы бойынша төменде келтірілген шығындарды (барлық салықтарды, баждарды және ұқсас төлемдерді, мұнай-газ шикізатын жоғалтудан сақтандыру құнын, мұнай-газ шикізаты немесе мұнай-газ өнімі нысанында заттай төлемдерді қоса алғанда) және мұнай-газ шикізатының сақтандырылмаған физикалық шығыстарын (өңдеу кезіндегі табиғи шығысты қоса алғанда) білдіреді; сонымен қатар көрсетілген шығындар мен шығыстар: (і) өңдеу мен тасымалдауды ұйымдастыру мақсатында түпкілікті сату пунктіне (үшінші тарапқа сатуға қатысты) немесе құн есептеу жүргізілген пунктке (байланысқан тарапқа сатуға қатысты) дейін сол уақытта және сол нарықта тәуелсіз тараптардың қатысуымен жүзеге асырылған ұқсас әділ коммерциялық мәміле шеңберінде кез келген әділ және ұқыпты адаммен келтірілді немесе келтіруді болдырмау мүмкін болмады немесе сақтандырылмады және (іi) мердігер іс жүзінде төлеген сыйақының немесе ол көрсетілген өңдеумен және тасымалдаумен байланысты келтірген шығындардың бір бөлігін білдіреді. Мұнай-газ шикізаты нысанындағы заттай төлем құны, сондай-ақ өткізу шығыстарының анықтамасында көзделген физикалық шығыстары жоғарыда келтірілген 9.4(а)(іі) бөлімінің (Е) және (F) кіші бөлімдеріне және 9.4(b)(іі) бөлімінің (Е) және (F) кіші бөлімдеріне сәйкес көрсетілген мұнай-газ шикізатына берілген құн негізінде өткізу шығыстарын есептеу мақсатында айқындалады.
(b) Өнім бірлігіне өткізу шығыстарын есептеу. Әрбір мердігерлік кезеңге және түпкілікті сату мәмілелерін жүзеге асыратын әрбір пункт үшін сұйық көмірсутектер барреліне немесе газдың мың текше метріне өткізу шығыстары («Үлесті өткізу шығыстары») мыналарды қосып есептеумен айқындалады:
(і) мердігерлік кезеңге бекітілген мәмілелерге қатысты ақшалай түрде төленген өткізу шығыстарының жалпы сомасы;
(іі) сұйық көмірсутектер үшін 9.4(а)(іі)(Е) бөліміне сәйкес немесе газ үшін 9.4(b)(ii)(Е) бөліміне сәйкес айқындалған өнім бірлігінің құнына көбейтілген жоғалтылған бірліктер саныдары; және
(ііі) сұйық көмірсутектер үшін 9.4(а)(іі)(F) бөліміне сәйкес немесе газ үшін 9.4(b)(ii)(F) бөліміне сәйкес анықталған өнім бірлігінің құнына көбейтілген бірліктерді заттай төлеуге пайдаланылған сандар және соманы түпкілікті сату мәмілелері, бартерлік мәмілелер жолымен немесе өзге де тәртіпте өткізілген өнім бірліктерінің жалпы санына бөлу.
(с) Егер өзге жағдайда өткізу шығыстарының есебіне кіргізуге жатқызылатын кез келген басқа да шығындар мердігерге немесе оның үлестес тұлғасына көрсетілген қызметтерді төлетуге немесе олардың меншік инфрақұрылымы объектілерінің құнына жатқызылады, онда көрсетілген шығындар тәуелсіз тараптардың қатысуымен ұқсас әділ коммерциялық мәмілелер шеңберінде халықаралық мұнай-газ өнеркәсібінде бұған төлем алынатын дәстүрлі қалыптасқан ставкадан аспайтын болған жағдайда ғана өткізу шығыстарына кіргізілуге тиіс. Әртүрлі оқуды болдырмау үшін өткізу шығыстарына капитал салымдары және мердігер компанияның мұнай-газ шикізатын (немесе бір немесе бірнеше көмірсутектерді айырбастау шеңберінде оның орнына айырбасқа алынған көмірсутектер) түпкілікті сату пунктінен қозғалыс бағыты бойынша жоғарыда келтірілген тасымалдау немесе өңдеу процесінде пайдаланылған кез келген мүліктің, құралдың немесе құрылыстың иесі мәртебесіне ие болған кезде жүзеге асырылған басқа да төлемдер кіргізілмейді. Мердігер ӨБК-дегі өкілдері арқылы өкілетті органға өзі өткізу шығыстарының есебіне кіргізілген барлық шығындар мен шығыстар бойынша ақтау құжаттамасын осы есептеулердің негіздері және шығындар мен шығыстардың себептерін толық көрсетілген жазбаша түсіндірулермен бірге ұсынады. Егер өкілетті орган ӨБК-дегі өкілдері арқылы өткізу шығыстарының есептеуімен келіспесе, онда бұл дау Сарапшы тарапынан және төменде келтірілген ХХХ бапта белгіленген тәртіпте реттеуге жатады. ХХХ бапқа сәйкес шешім шығарғанға дейін көрсетілген түсіндіру (айқын қателік болмаған кезде) және мердігер дайындаған өткізу шығыстарының есептеуі басым күшке ие болады және құнды есептеу мақсатында пайдаланылады; бірақ, мынадай талаппен, өткізу шығыстарының кез келген есептеуі мердігер құнды бастапқы анықтаған күннен бастап осы сомаларды түзету күнін қоса алғанға дейін қолданылған мөлшерлеме бойынша проценттерді есептеуді қоса алғанда, ХХХ бапқа сәйкес шығарылған кез келген шешімге сәйкес түпкілікті түзетуге жатқызылады.
9.6-БӨЛІМ. Бірлескен шоттар ашу.
(а) Мердігер пайыздарды аудара отырып, өкілетті орган атынан бекітілген мәмілелер және мердігер жүзеге асыратын даулы мәмілелер шеңберінде шығындарды төлегенге және тиісті тараптар арасындағы көрсетілген таза түсімдерді бөлгенге дейін түпкілікті сатудан түскен түсімдерді аударатын бірлескен банк шотын («Бірлескен банк шоты») ашады.
(b) Мердігер ӨБК-ге өндірудің, өткізудің күтілген деңгейлері бойынша әрбір мердігерлік кезеңге шығындар мен табыстар болжамын ұсынады. Мердігер өткізу шығыстарына енізілген немесе өзінің сипаты жағынан көрсетілген тиісті мәмілелер бойынша өткізу шығыстары түпкілікті сатудан түскен жалпы пайдадан біршама асып түсетін тиісті мәмілелерге қатысты оларға жатқызылған шығындарды төлеу үшін бірлескен банк шотында жеткілікті мөлшерде қаражаттың болуын қамтамасыз етеді. Болжанған шығыстарды жабу үшін бірлескен банк шотында қаражат тапшы болған жағдайда, мердігер мердігерлік компанияларға күтілетін шығыстарды төлеуге қажетті қаражатқа қатысты ақшалай талаптар жібереді (мұнай-газ шикізатына тепе-тең құқық, өкілетті органның мұнай-газ шикізаты құқығына жатқызылған әрбір мердігер компания шығыстарының тепе-тең үлесін қосу) және бұл ретте, әрбір мердігерлік компания бірлескен банк шотына көрсетілген соманы аударуға міндетті. Осы талаптар бойынша төленген барлық ақшалай қаражатты қайтару болжанған қажеттіліктер үстінен қаражат пайда болған бірінші айдың соңғы жұмыс күні бірлескен банк шотынан (олардың бастапқы төлемінің кезектілігі тәртібімен тепе-тең негізде) жүзеге асырылады. Әртүрлі түсініктерді болдырмау үшін өткізу шығыстарының сомасы бекітілген мәмілелер шеңберінде түпкілікті сатудан түскен жалпы пайданың сомасынан асып түсу нәтижесінде туындаған кез келген теріс мәндер қаржылық көрсеткіштерді есептеуге қолданылатын өспелі қорытынды бойынша тиісті жиынтық мәндерге есептеледі.
(с) Егер кез келген мердігерлік кезеңге бекітілген мәмілелер шеңберінде байланысқан тараптарға сатуға қатысты алынған іс жүзіндегі ақшалай пайда көрсетілген мәмілелер шеңберінде пайдаланылған (және өткізу шығыстарын шегергенге дейін осы IX бапта көзделген тәртіпте белгіленген) мұнай-газ шикізатының құнынан төмен болса, онда мердігер әрбір тарапқа дебетке оның тиісті айырмашылық үлесін есептейді. Егер көрсетілген нақты ақшалай пайда көрсетілген мұнай-газ шикізатының құнынан артық болса, онда мердігер әрбір тарапқа кредитке тиісті айырмашылық үлесін есептейді.
(d) Төлеуге (і) немесе кез келген ақшалай талаптарды немесе 9.6(b) бөлімде белгіленген тәртіпте өткізу шығыстарын төлеуге қажетті болжанған шығыстарды, (іі) кредитке немесе 9.2(v) бөлімге сәйкес көзделген даулы мәміле шеңберінде мұнай-газ шикізатын сатып алуға жатқызылған дебетке кез келген есептеуді 9.6(с) немесе (ііі) бөлімге сәйкес көзделген байланысқан тарапқа сату мәмілелеріне қажетті кредитке немесе дебетке кез келген есептеуді ескере отырып, әрбір айдың соңғы күні мердігер бірлескен банк шотындағы кез келген қаражаттың қалдығын тараптар арасында тең бөледі. Әртүрлі түсініктерді болдырмау үшін 9.2(v) бөлімге немесе 9.6(с) бөлімге сәйкес кредит беруді ескере отырып, кез келген түзету тараптардың кредитке берілетін сома мөлшерінде қаражат алуға құқығын көдейтін болады, сонымен қатар, кез келген түзету 9.2(v) бөлімге немесе 9.6(с) бөлімге сәйкес дебеттеуді ескере отырып, тиісті тарап пайдасына төлем ретінде қаралатын болады.
(е) Бірлескен банк шотына аударылған пайыздар осы пайыздар есептелетін ақшалай қаражат шотына аударылған пайыздарға байланысты Қатысушылар арасында бөлінеді.
9.7-БӨЛІМ. Өткізудің сенімді ағындары. (а) Уағдаластықтарға сәйкес тасымалдау мен өткізу жүзеге асырылатын, ӨБК пікірі бойынша коммерциялық негізделген және сенімді болып табылатын мұнай-газ шикізаты «Сенімді ағындар» ретінде қарастырылады. Сенімді ағындар ретінде түпкілікті сату шеңберінде өткізілетін мұнай-газ шикізатының құны 9.8-бөлімде белгіленген тәртіпте айқындалады.
(b) Сенімді ағындар ретінде мұнай-газ шикізатын түпкілікті сату ӨБК шешімдермен реттелмейді, өкілетті органның мердігерден 9.8-бөлімнің талаптарына сәйкес өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатының толық немесе ішінара үлесін өткізуді талап ету құқығын ескере отырып, осы мұнай-газ шикізатына меншік құқығы бар тарап немесе Қатысушы бақылайды.
(с) ӨБК ӨБК-де аралық және түпкілікті сатудың тасымалдау, өңдеу, айырбастау талаптары сол немесе өзге ағынға қатысты сенімді ағынға жатқызылды және бірлескен қызметті жүзеге асыру тәртібімен реттелмейді деп тану туралы мәселені ресми қарау мен келісу тәртібін белгілейді.
9.8-БӨЛІМ. Сенімді ағындарды бірлесіп өткізу. (а) 9.8(d) бөлімде көзделген шығу туралы ережелерді ескере отырып, мердігер немесе әрбір мердігер компания (жағдайға байланысты) осы 9.8-бөлімнің ережелеріне сәйкес өкілетті орган атынан сенімді ағындар ретінде мұнай-газ шикізатын тасымалдауды, өңдеуді, айырбастауды, түпкілікті сату мәмілелерін ұйымдастыруға жауапты болады. Мердігер немесе мердігерлік компания өкілетті органмен мердігер немесе мердігерлік компания өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатының өнімін өткізуді жүзеге асыруға қойылатын талаптар мен ережелерді реттейтін бірлескен өткізу туралы жеке келісім жасасуға құқылы, бірлескен өткізу туралы келісім осы 9.8-бөлімге сәйкес келетін болады. Бірлескен өткізу туралы көрсетілген келісімнің барлық талаптары 9.8-бөлімде айтылған.
(b) Өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатын бөлу. Егер өкілетті орган 9.8(d) бөлімінде көзделген шығу құқығын пайдаланбайтын болса, онда мердігер немесе әрбір мердігер компания (жағдайға байланысты) мердігер немесе мердігер компания ұйымдастырған әрбір мәмілеге өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатының тепе-тең үлесін енгізеді. Мұндай мәмілемен байланысты келтірілген барлық тікелей шығындар мен шығыстар (сондай-ақ ішкі шығындар, бірақ олар үлестес тұлғалармен жасалған мәмілелерге қатысты төменде жазылған нормаларға сәйкес болған кезде), сондай-ақ олардан түскен түсімдер мердігер немесе мердігер компания мен өкілетті орган арасында кемсітпеушілік және тепе-теңдік негізінде бөлінеді.
(с) Мердігерге рұқсат етілген қызмет. Мердігер немесе мердігер компания өз атынан немесе өкілетті орган атынан тасымалдау, өңдеу, айырбастау жөніндегі уағдаластықтарды, аралық немесе түпкілікті сату мәмілелерін жасасқан жағдайларда мердігер немесе мердігер компания мердігер (немесе мердігер компания) өзінің меншік үлесімен («Рұқсат етілген қызмет») байланысты операцияларға қатысты кез келген шешім қабылдай алатындығы секілді өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатының үлесіне қатысты кез келген шешім қабылдауға құқылы. Жоғарыда баяндалған ұсыныстың жалпы сипатына қарамастан, тараптар мердігердің немесе мердігер компанияның өткізуге жататын қызметтің мынадай нақты түрлерін жүзеге асыруға құқылы екендігі туралы келісті:
(і) егер тек үлестес тұлғалар арқылы жүзеге асырылатын операция болса, үлестес тұлғалар арқылы рұқсат етілген қызметті жүзеге асыру;
(А) өкілетті орган алған әділ нарық бағасы деңгейінен төмен іс жүзіндегі соманың төмендеуіне әкеп соқпайды, сондай-ақ;
(В) егер көрсетілген шығындар халықаралық мұнай-газ өнеркәсібінде тәуелсіз Қатысушылар арасында әділ коммерциялық мәмілелер шеңберінде бұған қатысты белгіленген дәстүрлі басым мөлшерлемелерден аспайтын болса.
Егер өкілетті орган үлестес тұлға алған бағаның осы нарықта тәуелсіз Қатысушылар арасындағы әділ коммерциялық мәмілелер шеңберінде әділ және ұқыпты оператор келісетіндей ұқсас қызметтер бағасына сәйкес келмейді деп негізді түрде санайтын болса, онда мердігер мен өкілетті орган 9.9(а)(іі) бөлімде көзделген және тәртіпте және 9.9(1) бөлімді ескере отырып, тәуелсіз үшінші тараптар үшін көрсетілген қызметтер құнының сомасын анықтау үшін негізге алуға болатын тиісті бағаны келісу мақсатында кездесу жүргізуге тиіс;
(іі) қолма-қол ақшаға сату мәмілесін немесе өнім айырбастауды жүзеге асыру немесе жеткізу туралы ұзақ мерзімді шарттар жасасу, бірақ мынадай талаппен, мердігер немесе мердігерлік компания отыз күн ішінде өкілетті органды қолданылу мерзімі бір жылдан артық кез келген міндеттемелер туралы хабардар етеді және оған 9.8(d) бөлімде көзделген шығу құқығын жүзеге асыру мүмкіндігін береді.
(ііі) мердігердің немесе мердігерлік компанияның пікірі бойынша әділ болып табылатын хеджирлеу жөніндегі уағдаластықтарды жасасу, бірақ мынадай талаппен, көрсетілген уағдаластықтар кемсітпеушілік негізде мердігерге немесе мердігерлік компанияға тиесілі мұнай-газ шикізатына және өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатына қатысты болады. Хеджирлеу бойынша операцияларды есепке алу жеке жүзеге асырылады, бірақ, бұл ретте мердігер немесе мердігер компания өкілетті органға осы мердігерлік кезең аяқталғаннан кейін осы мердігерлік кезеңге тиісті бухгалтерлік есепті кешіктірмей ұсынуға міндетті. өкілетті орган кез келген уақытта мердігердің немесе мердігерлік компанияның өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатына қатысты хеджирлеу жөнінде одан әрі мәмілелер жасасуын тоқтату туралы шешім қабылдауға құқылы. Осы бөлімнің ешбір ережесі кез келген мердігер компанияға мұнай-газ шикізатына немесе мұнай-газ шикізатының қандай да бір нақты бөлігіне қатысты ғана хеджирлеу бойынша уағдаластық жасасуды нұсқайтындай болып түсіндірілмеуі тиіс.
Рұқсат етілген қызметті жүзеге асыру кезінде мердігер немесе мердігерлік компания үнемі мұнай-газ шикізаты мен мұнай-газ өнімін өткізуде тәжірибесі бар әділ және ұқыпты компания ретінде әрекет етеді.
(d) Шығу құқығы. Өкілетті орган әрбір жекелеген ағын бойынша сенімді ағындар үшін алынған мұнай-газ шикізатын бірлескен өткізуден шығуға және бас тартуға құқылы, мынадай ғана талаппен, көрсетілген шығу құқығы тек перспективалық түрде жүзеге асырылады және осы бапқа сәйкес алынған кез келген қолданыстағы шарттық міндеттемелердің талаптарымен реттеледі. Әртүрлі түсініктерді болдырмау үшін тараптар кез келген сенімді ағын үшін алынған мұнай-газ шикізатын бірлесе өткізуден бас тартудың мердігерді 3.10-бөлімге сәйкес міндеттемелерінен босатпайтынын түсінеді.
9.9-БӨЛІМ. Сенімді ағындардағы мұнай-газ шикізатының құнын есептеу. Сенімді ағын арқылы түпкілікті сату мәмілелерінің шеңберінде өткізілген мұнай-газ шикізатының құны ай сайын осы 9.9-бөлімде көзделген тәртіпте «Жеткізу пунктінде» анықталады.
(а) Сенімді ағындар бойынша өткізу шығыстарын есептеу
(і) Анықтама. Осы 9.9-бөлімнің бұдан кейінгі ережелерін ескере отырып, «Өткізу шығыстары» үшінші тарапқа сату мәмілесінің немесе байланысқан тарапқа сату мәмілесінің шеңберінде өткізілген кез келген көлемдегі және кез келген типтегі мұнай-газ шикізатына қатысты сенімді ағындарға қолданылатын, өңдеумен, тасымалдаумен байланысты тараптық коммерциялық агенттер арқылы жеткізу пунктінен өткізу пунктіне (байланысқан тарапқа сату жағдайын қоспағанда) дейін қозғалыс барысы бойынша толық және қажетіне қарай төменде келтірілген шығындарды білдіреді, сондай-ақ бұл шығындарды:
(А) тәуелсіз тараптардың қатысуымен адал коммерциялық мәміле шеңберінде осы мұнай-газ өнімін өңдеуді, жеткізу пунктіне дейін тасымалдауды және өткізуді ұйымдастыру мақсатында сол уақытта және осындай жағдайларда жүзеге асыратын әділ және ұқыпты оператор толық және қажетіне қарай келтіреді.
(В) көрсетілген өңдеуге, тасымалдауға және өткізуге төленген іс жүзіндегі сыйақының бір бөлігін білдіреді.
Төменде баяндалған ережелерде өзгесі көзделген жағдайларды қоспағанда, өткізу шығыстарын есептеу кезінде ескерілетін көрсетілген шығындар мыналарды қамтиды: Республиканы қоспағанда, басқа да елдерде төленетін салықтар мен баждар, тарифтер, шығындар, шығыстар, алымдар, ұстаулар, терминалдық және порттық алымдар, пайдалану алымдары, сақтауға төленетін төлем, жабдық, қызметтер немесе басқа да материалдар түрінде төлеумен, сондай-ақ мұнай өнімдері нысанындағы заттай төлеумен байланысты шығыстар, рұқсат етілген өткізу қабілетіне алымдар, сақтандыру жарналары. Әртүрлі түсініктерді болдырмау үшін өткізу шығыстарына капитал салымдары және мердігер компанияның мұнай-газ шикізатын (немесе бір немесе бірнеше көмірсутектерді айырбастау шеңберінде оның орнына айырбасқа алынған көмірсутектер) түпкілікті сату пунктінен қозғалыс бағыты бойынша жоғарыда келтірілген тасымалдау немесе өңдеу процесінде пайдаланылған кез келген активтің, құралдың немесе құрылыстың иесі, демеушісі немесе акционері мәртебесіне ие болған кезде жүзеге асырылған басқа да төлемдер енгізілмейді.
(іі) Үлестес тұлғалар қызметтері. Егер өзге жағдайда өткізу шығыстарының калькуляциясына кіргізуге жатқызылатын қандай да бір шығыстар мердігер немесе оның үлестес тұлғасы көрсеткен қызметтермен не оларға тиесілі инфрақұрылым объектілерімен байланысты болса, онда мұндай шығыстар тәуелсіз үшінші тараптар арасында әділ коммерциялық мәмілелер кезінде әлемдік мұнай-газ өнеркәсібінде қызметтер көрсетуге және инфрақұрылым объектілерін пайдалануға алынатын қалыпты және басым тарифтерден аспайтын көлемде ғана өткізу шығыстарының калькуляциясына кіргізіледі. Егер өкілетті орган үлестес тұлға алған бағаның осы нарықта тәуелсіз Қатысушылар арасындағы әділ коммерциялық мәмілелер шеңберінде әділ және ұқыпты оператор келісетіндей балама қызметтер бағасына сәйкес келмейді деп негізді түрде санайтын болса, онда мердігер мен өкілетті орган 9.9(а) бөлімде көзделген тәртіпте және 9.9(1) бөлімнің талаптарын ескере отырып, тәуелсіз үшінші тараптар арасында өткізу шығыстарының калькуляциясына кіргізілуі мүмкін мұндай қызметтермен байланысты шығыстарды анықтау кезінде қолданылатын мәмілелердің тиісті бағасын келісу мақсатында кездесулері тиіс.
(ііі) Алып тасталатын шығыстар. Өткізу шығыстарының есебінен жеткізу пунктінен өткеннен кейін мердігердің, әрбір мердігер компанияның, өкілетті орган үлесінің барлық шығыстары алып тасталады, сонымен қатар, мердігер, әрбір мердігер компания және өкілетті орган айқын нысанда өзіне көрсетілген шығыстар тәуекелін қабылдайды.
(іv) Шығыстарды бөлу. Егер өткізу шығыстарының калькуляциясына кіргізуге жатқызылатын қандай да бір шығыстарды мұндай калькуляция орындалатын мұнай-газ шикізатының қандай да бір нақты көлеміне жеке-жеке жатқызу мүмкін болмаған кезде, мұндай шығыстар БТЕ-де көрінген және осы шығыстар келтірілген пунктен кейін бірінші өлшеу пунктінде айқындалған тиісті мұнай-газ шикізатының қатыстық жылу қабілетін ескере отырып, тепе-тең көлемде бөлінеді.
Мердігер немесе әрбір мердігер компания (өкілетті органмен бірге) сенімді ағындардан алынған және шығындарды төлеуге дейін бірлесе өткізілген мұнай-газ шикізатын түпкілікті сатудан түскен түсімдер және тараптар пайдасына проценттер аударылатын бірлескен банк шотын ашады. Мердігер ӨБК-ге өндірудің, өткізудің күтілген деңгейлері бойынша әрбір мердігерлік кезеңге шығындар мен табыстар болжамын ұсынады. Мердігер өткізу шығыстары мұндай түпкілікті сатудан түскен жалпы пайдадан біршама асып түсуі күтілетін кез келген мердігерлік кезеңдегі өткізу шығыстарына жатқызылған шығындарды төлеу үшін бірлескен банк шотына жеткілікті мөлшерде қаражаттың болуын қамтамасыз етеді. Әртүрлі түсінікті болдырмау үшін өткізу шығыстары сомасының түпкілікті сатудан түскен жалпы пайданың сомасына қатысты асып түсуі нәтижесінде туындаған кез келген теріс мәндер қаржылық көрсеткіштер мен салықтарды есептеуге қолданылатын өспелі қорытынды бойынша тиісті жиынтық мәндерге есептеледі.
b) Сұйық көмірсутегінің құнын есептеу. Осы 9.9-бөлімнің кейінгі ережелерін ескере отырып, кез келген айда, кез келген санатты сұйық көмірсутегінің көлемі бірлігінің құны орташа өлшенген (көлемі бойынша):
(і) осы ай ішінде осы санатты сұйық көмірсутектерін (ондай сатулар болғанда) үшінші тараптарға сатуды білдіретін түпкілікті сату кезінде көлемнің бірлігіне берілетін; және
(іі) осы айдағы сұйық көмірсутегінің осы санатына жататын сату шығындарын есептен шығару арқылы, бес күндік (5 күн) кезең ішінде осы санатты сұйық көмірсутегі көлемінің бірлігіне берілетін бағалардың орташа арифметикалық мәнінің орталық күні сапасын, сұрыпын, көлемі мен басқа да ерекше мән-жайларын (ондайлар болғанда) қажеттілігіне қарай түзету арқылы «Platts Oilgram» журналында (немесе халықаралық танылған және ББК-нің келісімімен таңдап алынған нарықтық бағалардың өзге анықтамасында) жарияланған кері таныстыратын экспорт порттарының ФОБ талаптарында осы партия бойынша коносомент күні болып табылатын осындай санатты «Сұйық көмірсутектерін» (ондай сатулар болғанда) қатысты байланысты тараптарға сатуды білдіретін түпкілікті сатудың барлық мәмілелеріне арналған нақты бағалардың мәнін білдіреді.
(с) Газдың құнын есептеу. Газдың құнын есептеу мынадай тәртіпте жүзеге асырылады:
(і) өткізілетін газ жобасындағы газ құны мердігер, өкілетті орган және газ жобасының демеушілері арасында жасалған таңдау туралы шарттың талаптарында белгіленеді;
(іі) еуропалық (бұрынғы СЭВ елдерін қоспағанда) басқа кез келген нарықта өткізілетін газдың құны, осы газдың ағыны сенімді ағын болып табылатыны туралы ББК шешім шығарғанға дейін ӨБК қабылдаған есептеу әдістемесіне сәйкес белгіленеді; және
(ііі) Еуропада (бұрынғы СЭВ елдерін қоспағанда) өткізу үшін алынатын газдың құны мынадай тәртіпте белгіленеді: осы 9.9-бөлімнің кейінгі ережелерін ескере отырып, кез келген айға газ көлемі бірлігінің құны осы айдың ішіндегі газдың осы көлеміне жататын көлемнің бірлігін өткізудің шығындарын минус тәртібінде төменде белгіленген осы ай ішінде газ көлемі бірлігінің бағасы болып табылады. Осы бөлімге қатысты, кез келген айға газ көлемі бірлігінің «Бағасы» орташа өлшемді (көлемдері бойынша) мәнге тепе-тең болады:
(А) сондай сатуды реттейтін келісімшарттармен көзделгендей, осы айда газды (ондай сату болғанда) үшінші тараптарға сату болып табылатын түпкілікті сатуда көлемнің бірлігіне берілетін нақты бағалар, егер, үшінші тараптарға сатуға арналған қандай да бір келісімшартта көрсетілген газ құнын, тиісті нарықтағы газды сатудың әділ нарықтық бағасынан төмен екендігін өкілетті орган көрсете алған жағдайда, газдың осы көлемі бірлігінің бағасы төменде аталған кіші бөлімдегі (ii) тәртіпте белгіленеді; және мердігер немесе кез келген мердігер компанияның (және мердігердің негізделген өтініші бойынша - тиісті) ұсынатын үшінші тарапқа газды сатуға арналған келісімшарт жасалар алдындағы кейінгі талаптарда, мердігер мен өкілетті орган сату қаралып отырған нарық өткізу үшін осы келісімшарт бойынша ұсынылатын бағаның әділ нарықтық бағамен салыстырғанда төмен еместігі туралы мәселені әділ талқылау үшін кездесе алады; және
(В) бір ай ішінде байланысты тараптарға кез келген газды сатуға қатысты көлем бірлігінің бағасы мынадай формуламен белгіленеді және сатудың әр мәмілесі бойынша жеке есептеледі:
P = (ЦГГ) / (9769,2 х ЕХ) + А,
мұндағы
Р = осы айдағы газ көлемі бірлігінің бағасы;
ЦГГ = Германия экономикасы Федеральдық министрлігінің «Tagesnachrichten» басылымындағы (немесе халықаралық танылған және тараптардың уағдаластығы бойынша таңдап алынған нарықтық бағалардың басқа анықтамасында) ай сайын жариялауға сәйкес осы айда жеткізілген газдың мың текше метрінің (немесе «НМ» неміс маркасында «Германия шекарасындағы бағасы») «Grenzuebergangspreis»;
9769,2 = «мегаджоуль» 1 000 000 джоульге тең, ал «джоуль» мәні ISO 1000-1981(Е) стандартында көрсетілген газдың бір текше метрінің жылу бөлу қабілеті 35,17 мегаджоульді құрайтын болжамға негізделе отырып, сағатына 1 киловатт есебінде газ бағасында мың текше метрге жататын Германия шекарасындағы бағаны есептеуге арналған тараптармен келісілген коэффицент;
ЕХ = Дойчебанктің ай сайынғы есебінде жарияланатын осы айдағы АҚШ долларына (НМ-ның АҚШ долларына қатысты түрінде көрсетілген) НМ-ны АҚШ Долларына айырбастауға арналған «Франкфурт биржасындағы орташа ресми айырбастау курсы» немесе (егер, ондай курс жарияланбаса) – халықаралық танылған және тараптардың уағдаластығымен таңдап алынған басқа басылымда жарияланған осы айда (НМ-ның АҚШ долларына қатысты түрінде көрсетілген) НМ-ны АҚШ долларына айырбастауға арналған айырбастау курсының орташа күндік мәні; және
А = 9.9(d)-бөлімде көрсетілген тәртіпте белгіленетін үстемеақы қосылған жағдайда, оң сан түрінде және жеңілдіктер болған жағдайда теріс сан түрінде көрсетілген Германия шекарасындағы бағаға енгізілген тиісті түзету;
(i) егер әзірге қарастырылатын нарықта тәуелсіз үшінші тарапқа газды әділ өткізу мәмілесінде Германия шекарасында бағаға үстемеақы немесе жеңілдік жасау қажеттігі 9.9(d)-бөлімде аталған тәртіпте мердігер немесе мердігерлік орган көрсете алмаса және (ii) егер әзірге үстемеақы немесе жеңілдіктің тиісті мәні осы Келісімге сәйкес тараптармен келісілмей немесе Сарапшымен расталмаса «А» мәні нөлге тең болған жағдайда,
(d) Үстемақыны немесе жеңілдікті белгілеу. 9.9(с)(ііі)(В)-бөлімінде көрсетілген формулаға қолдану, Германия шекарасындағы бағаға бағалық үстемеақы немесе жеңілдікті енгізудің жалғыз себебі мынада:
(і) Германиядан ерекше, газдың бағасы Германияның бағасынан едәуір өзгешеленетін елге өткізу;
(іі) статистикалық көрсеткіштері негізінде Германия шекарасындағы баға белгіленетін жалпы сату нарығынан өзгеше нарықта өткізу;
(ііі) уақыт өте келе бағаны өсірудің есеп айырысуына арналған формуласы Германияға импортқа шығарылатын газдың келісімшарттарында қолданылған нормалардан едәуір өзгеше келісімшарт;
(іv) жүктеме коэффициенті және (немесе) жеткізу және тұрақсыздық төлемінің шарттары Германияға импортқа шығарылатын газдың келісімшарттарында қолданылған нормалардан өзгеше келісімшарт;
(v) Германияға импортқа шығарылатын газдың келісімшарттарында қолданылған нормалардан едәуір өзгеше басқа да бірқатар уағдаластық талаптары бар келісімшарт;
(vі) Германияға импортқа шығарылатын газ келісімшарттарының басым бөлігінде қолданылған нормалардан қолданылу мерзімі едәуір өзгеше келісімшарт;
(vіі) газдың сапасына қойылатын талаптар, Германияға импортқа шығарылатын газдың келісімшарттарында қолданылған нормалардан едәуір өзгешеленеді; немесе
(vііі) жеткізулерді уақытша тоқтата тұру мүмкіндігі туралы шарттар Германияға импортқа шығарылатын газдың келісімшарттарында қолданылған нормалардан едәуір өзгешеленеді;
жоғарыда (і)-(vііі) кіші бөлімдерінде аталған ерекшеліктердің міндетті шарты мынадай: тәуелсіз үшінші тараптар арасында әділ келісілген ашық нарықтағы бағалық үстемеақыны немесе жеңілдікті ақтай алады. Осы 9.9-бөлімнің кейінгі ережелерін ескере отырып осы формула қолданылатын газды сатуға жасалған кез келген келісімшартқа қатысты 9.9(с)(ііі)(В)-бөлімде келтірілген формуламен белгіленген Германия шекарасындағы бағаға қатысты кез келген үстемеақы немесе жеңілдіктер газды сатуға жасалған осындай келісімшарттың барлық қолданылу мерзімі ішінде өзгермейді.
(е) Келісімшарттар және басқасы туралы ақпараттандыру. Сенімді ағындарға немесе бірлескен қызметке жататын операцияларға қатысты, құны өткізу шығындарының калькуляциясына енгізілетін газды немесе сұйық көмірсутегісін сатуға немесе қызметтер көрсетуге мердігер немесе кез келген мердігер компания немесе өкілетті органның келісімшарт жасасуынан кейін қысқа нақты ықтимал мерзімдерде мердігер (немесе мердігер компания немесе өкілетті орган) ӨБТ-ге (және егер, өкілетті орган талап етсе, оған да) осы мәмілеге байланысты тікелей немесе жанама төлейтін немесе алатын кез келген тараптың өтеуіне жататын барлық басқа материалдар мен ақпараттармен қоса осы мәміле бойынша құжаттаманың көшірмесі ұсынылады. 9.9(с)(ііі)(В)-бөлімде келтірілген формулада қолданылатын газды сатуға келісімшарттар жасалған жағдайда, ӨБК қысқа практикалық ықтимал уақыт мерзімде Германия (егер талап етілсе) шекарасындағы бағаға қатысты үстемеақы мен жеңілдіктердің тиісті мәнін талқылау үшін кеңес өткізуі керек.
(f) Алынып тасталатын мәмілелер. Осы бапқа қатысты өкілетті орган осы Келісім бойынша (басқасымен қатар өткізу шығындарының калькуляциясын қоса алғанда) сұйық көмірсутектері, газ немесе басқа да көмірсутекті өнімдердің кез келген көлемінің құнын есептеуде төменде аталған факторлардың есебін даулауға құқылы, тәуелсіз тараптардың талаптарына осы факторлар енгізілмеген және осы талаптар көрсетілмеген жағдайда:
(і) оларды жасасқанға дейін өкілетті орган немесе ӨБК бекітпеген келісімшарттарға сәйкес БСС-ға мұнай-газ шикізатын өткізу;
(іі) келісімшарттар (осындай бекітудің әрбір жағдайында негізсіз бас тартылмауы тиіс) жасалғанға дейін өкілетті орган бекітпеген келісімшарттарға сәйкес БСС-ға мұнай-газ шикізатын өңдеу мен тасымалдауға арналған шығындар;
(ііі) жалғыз экономикалық өтеу болып табылмайтын қолма-қол есеп айырысудың сату бағасы мердігер, мердігерлік компания немесе олардың тиісті үлестес тұлғаларының кез келгені тікелей немесе жанама алатын үшінші тараптарға өткізу; және
(іv) мердігер немесе олардың тиісті үлестес тұлғалары осындай шығындарға ұшырап, осындай шығындарды төлеуден (В) басқа кез келген өтеулер төленетін өңдеу және тасымалдау бойынша қызметтерден басқа (А) өзге қызметтерді тікелей немесе жанама алатын уағдаластықтарға сәйкес мұнай-газ шикізатын өңдеу және тасымалдауға арналған шығындар;
Жоғарыда баяндалған мәселелердің әрқайсысы бойынша мәлімделген шешім қабылдау үшін мердігер өкілетті орган дәйекті түрде талап ететін ақпаратты оның сұратуы бойынша өкілетті органға әлсін-әлсін ұсынуы тиіс. Өтеудің жоғарыда аталған кез келген түріне қатысты даулар ХХХ бапқа сәйкес көзделген сараптама арқылы реттелуі тиіс.
(g) Аралық құнды белгілеу және ретроспективті қайта есептеу. Кез келген санатты (басқасымен қатар өткізу шығындарының калькуляциясын қоса алғанда) сұйық көмірсутегінің кез келген көлемінің құны кез келген айдың ішінде толық және түпкілікті белгіленбеген жағдайда, осы 9.9-бөлімге сәйкес осы Келісім немесе кез келген сүйемелдеуші құжатпен көзделген кез келген мақсат үшін осындай белгілеу қажет болғанда, осындай барлық мақсаттарға мердігер мен өкілетті орган арасында келісілген құнының мәні негізінде (алдыңғы айдағы құнының мәндері болмаса) алдыңғы айдағы осы санатының сұйық көмірсутегі құнының негізінде аралық құн белгіленуі тиіс. Кез келген айдың тиісті санаты сұйық көмірсутегінің толық және түпкілікті белгілеуден кейін бұрын аралық құнын белгілеу қолданылған тараптар мен барлық басқа да көрсеткіштер арасында бөлудің тиісті қайта есептеуі жүргізіледі.
(һ) Өлшем бірліктері. Сұйық көмірсутегі мен басқа көмірсутекті өнімдердің құнын есептеудің әрбір компоненті осы Келісім бойынша баррельге АҚШ долларымен көрсетілуі тиіс. Осы келісім бойынша газ құнын есептеудің әрбір компоненті 1 мың текше метрге АҚШ долларымен көрсетілуі тиіс. Егер осы Келісім (өткізу шығындарын есептеу кезінде ескерілуге тиісті кез келген шығындарды шектеусіз қоса алғанда) тиісті немесе мақсатты бірліктерге көрсетілмеген немесе осындай негіз, әлемдік мұнай өнеркәсібінде қолданылатын осындай қайта есептеулердің қарапайым тәжірибесі негізінде осындай негіз көрсетілмеген жағдайда, осы құжатта көрсетілген негізде тиісті бірліктер қайта есептелуі керек.
(i) Мұнай-газ шикізатының санаттары бойынша құнын есептеу. Егер сұйық көмірсутегі, газ немесе басқа көмірсутегі өнімдерін жекелеген санаттары сатуға бөлек және түрлі бағалармен ұсынылса, онда осы бап пен VIII баптың талаптары әрбір осындай санатқа жеке қолданылуы тиіс.
(j) Сапасы және тағы сол сияқтылар бойынша топтау. Егер мұнай-газ шикізатын тасымалдаумен немесе өңдеумен айналысатын жеке немесе заңды тұлға жеткізу пунктінен мердігер немесе оның кез келген үлестес тұлғаларына (А) мердігерден немесе оның кез келген үлестес тұлғасынан, не олардың атынан жеке немесе заңды тұлғамен алынған мұнай-газ шикізатының сапасы мен (В) мердігер немесе оның кез келген үлестес тұлғасының мекенжайына немесе атына осындай жеке немесе заңды тұлға жеткізген мұнай-газ шикізатының сапасы арасында айырмашылықтар туралы мердігерге немесе оның үлестес тұлғаларына хабарлайды, ондай айырмашылықтар сапасына қарай топтау немесе басқа қайта есептеу арқылы анықталады онда, мұнай-газ шикізатының құны осы бапқа сәйкес бұл мән-жәйді толық ескере отырып түзетілуі тиіс.
(к) газ бағасы мен құнын есептеу талаптарын кезеңдік түзетулер. Осы 9.9-бөлімнің жоғарыда баяндалған ережелеріне қарамастан:
(i) 9.9(с)(iii)(B)-бөлімінде көрсетілген формула қолданылатын газды сатуға арналған кез келген келісімшартқа сәйкес газды жеткізу басталғаннан соң, 3 жылдан және осыдан кейін осындай келісімшарттың қолданылу мерзімі ішінде әрбір 3 жылдан кейін ӨБК бұрын осындай келісімшарт үшін келісілген Германия шекарасындағы бағаға қатысты (егер ондайлар болғанда) үстемеақы немесе жеңілдіктердің мәнін қарастырады. Егер ӨБК үстемеақының немесе жеңілдіктерінің мәнін анықтауда ескерілген алғышарттардың елеулі өзгерістерінің бар екендігін анықтай алса, онда үстемеақының немесе жеңілдіктің мәні (мән-жайға байланысты) тиісінше түзетіледі. Үстемеақы және жеңілдіктерді түзету қажеттілігін дәлелдеу ауыртпалығы, осындай түзетуді жүргізуге талап ететін тарапқа жүктеледі.
(ii) Газды сатуға арналған келісімшарт 9.9(е)-бөлімге сәйкес өкілетті органға ұсынылған кезде, сондай-ақ осыдан кейін 18 ай аралығынан кейін, егер мердігер немесе өкілетті орган Германия шекарасындағы баға негізіне қарағанда (“Импорт бағалары туралы жергілікті деректер”) осы газ импортталатын елде жарияланған импорттық бағалар туралы ақпарат негізінде газ бағасы тура дәл белгілене алатын (немесе 30.2-бөлімге сәйкес Сарапшыға лайықты түрде) түрінде басқа тарап үшін лайықты түрде көрсете алса, онда осы елге экспортталатын газдың бағасын есептеу кезінде байланысты елдерге сату арқылы өткізу үшін Германия шекарасындағы баға орнына импорт бағалары туралы жергілікті деректер қолданылады және 9.9(с)-бөліміне және осы 9.9-бөлімінің тиісті ережелеріне сәйкес бұл газдың бағасын есептеу кезінде “Германия шекарасындағы бағаға”, “Германияға”, “неміс” және “неміс маркасына” барлық сілтемелер мен Германияға импорттауға арналған келісімшарттарға жататын импорттың талаптары тиісінше “импорт бағалары туралы жергілікті деректерге”, “тиісті елге”, “осы елге”, “жергілікті валютаға” және тағы сондайларға сілтемелермен тиісінше алмастырылуы керек, ал валютаны қайта есептеудің барлық коэффициенттері, үстемеақы мен жеңілдіктерінің есептеулері және осы ережелерге енгізілген құнын есептеудің басқа элементтері тиісті ел мен нарықты ескере отырып, өзгертілуі тиіс; осы 9.9(k)(ii)-бөлімінің ережесінің қолданылуын қамтамасыз ету үшін басқа ел (немесе 30.2-бөлімге сәйкес Сарапшы) барлық төменде баяндалған талаптар негізінен қанағаттандырылған жағдайда:
(А) қаралатын импорттық бағалар бойынша статистикалық деректерді, тиісті елдегі белгілі ұйым кемінде тоқсан сайын жариялайды;
(В) ұсынылатын импорт бағалары туралы жергілікті деректер қаралатын мердігерлік кезең аяқталған соң 3 айдан кешіктірілмей жарияланады және жалпыға қолжетімді болады;
(С) ұсынылатын импорт бағалары туралы жергілікті деректер әлемдік газ өнеркәсібінің жалпы қабылданған болып табылады және осы елге импортталатын газ құнын дәл сипаттайды;
(D) газ импорты осы елге газды импорттаудың жиынтық көлемінің 25 пайызынан аспайтын орташа жылдық есептеуді құрайды;
(Е) импортқа арналған тиісті келісімшарт бойынша жеткізілген газдың құны, осы нарыққа (оның сапасын, келісімшарттарының талаптарын және басқа да тиісті факторларды ескере отырып) импортталатын газдың орташа құнынан айтарлықтай айырмашылығы жоқ;
(F) осы елге импортталатын газ әдеттегідей еркін айналымдағы валютада төленеді.
(ііі) Күшіне енген күнінен кейін әрбір он жылдан кейін тараптар газдың құнын есептеу бойынша осы Келісімнің ережесін қайтадан қарайды. Егер мердігер немесе өкілетті орган басқа тарапқа лайықты түрде (немесе 30.2-бөлімге сәйкес Сарапшы үшін лайықты түрде) көрсете алса, оның:
(А) газдың құнын есептеудің қолданыстағы әдісі, осы газдың құнын әділ көрсетілуін қамтамасыз етпесе; және
(В) осы газдың құнын неғұрлым әділ көрсететін газ құнын есептеудің балама әдісі бар болса, онда осы Келісім бойынша газдың құны мен өсімақысын есептеу туралы ережелер құнын есептеудің осындай балама әдісін көрсететіндей етіп өзгертіледі.
(іv) Егер осы бапта аталған ақпараттың жарияланатын көздерінің ішінен қандай да бірі басқалай себеп бойынша жариялануын тоқтатса немесе қол жетімді болмаса, онда мердігер немесе өкілетті орган ақпаратты алмастыру көзін келісу үшін кездеседі, ол қол жетімсіз болған көздің функциясын мүмкіндігінше дәлірек орындайды. Егер мердігер мен өкілетті орган осы жағдай бойынша бірінші кездескен сәттен бастап 3 ай ішінде осындай алмастыратын ақпарат көзі бойынша уағдаластыққа келе алмаса, онда алмастыратын ақпарат көзін таңдау туралы мәселе 30.2-бөлімге сәйкес Сарапшыға рұқсат алуға беріледі.
(1) Дауларды саралау. Мұнай-газ шикізатының кез келген көлемі мен түрінің (басқасымен қатар осы есептеулер кезінде қарастыруда ескерілуі немесе одан алып тасталуы тиіс шығындар немесе кез келген шығыстар мен өткізу шығындарын калькуляциялау туралы мәселе жөніндегі кез келген келіспеушіліктерді қоса алғанда) құнын есептеуге қатысты тараптар арасындағы кез келген келіспеушіліктер осы 30.2-бөлімге және осы 9.9-бөлімнің қолданылатын ережелеріне сәйкес мына жағдайларда сараптамаға беріледі:
(і) үшінші тараптарға сатуға жасалған келісімшартта аталған баға қарастырылатын нарықтағы мұнай-газ шикізатының тиісті түрін өткізуде әділ нарықтық баға болатындығы туралы өз шешімін шығару кезінде Сарапшы сатуға жасалатын келісімшарттың барлық талаптарын ескеріп, мыналарға тиісті емес:
(А) егер (х) баға қаралатын өткізу нарығындағы әділ нарықтық бағадан айырмашылығы 5 пайыздан аспаса немесе қарастырылатын сату сатушы мәлімдеген босату бағасынан өзгешеленетін сыйақы төлеу немесе алу арқылы жүргізілетіні (әділ нарықтық бағадан бір ғана ауытқудан басқасы) немесе тәуелсіз үшінші тараптармен жасалатын газды сатудың халықаралық коммерциялық мәмілелерінде қолданылатын қарапайым экономикалық ынталандырудан ерекшеленетін сыйақының түрлері ішінара немесе толық әсер ететіндігін дәлелдейтін үшінші тарапқа сату кезінде сатушының кез келген мәлімдеген босату бағасын біліктіліктен айыруға; немесе
(В) мердігердің үлестес тұлғаларына газды сатуға жасалған келісімшарттар жағдайында – егер ұсынылған үстемеақыны қосу немесе ұсынылған жеңілдікті алып тастау арқылы Германия шекарасындағы баға ғана қаралатын өткізу нарығы үшін әділ нарық бағасынан айырмашылығы 5 пайыздан артыққа ерекшеленбесе, мердігер ұсынған Германия шекарасындағы бағаға үстемеақының немесе жеңілдіктің мәнін түзетуге;
(іі) өткізу шығындарының калькуляциясына енгізілген немесе енгізуге ұсынылған шығындарға қатысты кез келген дауда өкілетті орган Сарапшыға лайықты шығындардың қаралатын элементінің 9.9(а)-бөліміне сәйкес келмейтіндігі туралы дәлелдер ұсынуы тиіс, және
(ііі) импорт бағалары туралы жергілікті деректерге 9.9(k)(ii)-бөліміне сәйкес Германия шекарасындағы бағаларды ауыстыру немесе ұсынылған ауыстыруға қатысты дау жағдайында:
(А) Германия шекарасындағы баға Сарапшы өз шешімін қабылданғанға дейін қолданылады: және
(В) егер, 9.9(k)(ii)-бөлімінде көрсетілген барлық тараптар негізінен қанағаттандырылғанына Сарапшының көзі жетпейінше Германия шекарасындағы баға импорт бағалары туралы жергілікті деректерге ауыстырылмайды.
9.10-БӨЛІМ. Жергілікті жеткізулер бойынша жалпы ұлттық төтенше жағдайлар мен міндеттемелер. ІХ баптың ешқандай ережелері ХІ бап бойынша өкілетті органның өкілеттігіне әсер етпейді.
9.11-БӨЛІМ. ІХ бапты өзгерту. ІХ баптың ережесіне өзгеріс туралы көрсетілген жазбаша келісімге сәйкес аталған өзгерістерде өзгертілген ІХ баптың бөлімдері ерекше көрсетілген жағдайда, тараптардың өзара жазбаша келісімі бойынша өзгерістер енгізілетін болады деп тараптар уағдаласты.
9.12-БӨЛІМ. Еуропалық Одақ елдеріне өткізу. Еуропалық Одақ («ЕО») елдеріне немесе бірлескен қызмет шегінде не сенімді ағындар арқылы жүзеге асырылатын түпкілікті сатудың кез келген мәмілелері ЕО-ның қолданылатын заңына сәйкес жүзеге асырылады. Бәсекелестік жөніндегі ЕО комиссиясы («Бәсекелестік») төртінші бас директораты ЕО елдері аумағында бірлескен өткізуді жүргізуіне қарсылығын білдіруіне қарай, әр мердігер компания мұнай-газ шикізатының (і) өз үлесін және (іі) өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатының өзіндік тепе-тең үлесін жеке алады және өткізеді. Өкілетті органға тиесілі мұнай-газ шикізатын осылай ЕО-ға бөлек өткізуді, әрбір мердігер компания 9.8-бөлімнің талаптарына сәйкес жүзеге асырады.
9.13-БӨЛІМ. Шағын МӨЗ-ге өткізу. Күшіне енген күнінен кейін үш жыл ішінде мердігер мен өкілетті орган мұнай-газ шикізатының өз үлесінен тепе-тең түрде жыл сайын шағын МӨЗ операторына жылына ҚҚС қолданылса, ҚҚС-ны тоннасына қосу арқылы 40 АҚШ доллары бағасымен 400000 тонна сұйық көмірсутегін береді. Егер шағын МӨЗ операторы еркін айырбасталатын доллармен жүргізілетін көрсетілген мұнай-газ шикізатына уақтылы төлемесе, осы мұнай-газ шикізатын ұсыну жөніндегі міндеттемелердің әрекеті барлық тиесілі сомалар толық төленбейінше тоқтатылады.
ХХХ БАП. 1997 жылғы 18 қарашадағы Қарашығанақ мұнай-газ конденсатты кен орны мердігерлік учаскесінің өнімін бөлу туралы түпкілікті келісімнің «Төрелігі»
30.1-БӨЛІМ. ЮНСИТРАЛ қағидаларына сәйкес төрелік. 30.2-бөлімнің ережелерін қоспағанда осы Келісім немесе оған байланысты, оны орындау, бұзу, заңды күші және талқылау салдарынан туындаған осы Келісімнің кез келген тараптары арасындағы барлық даулар, айырмашылықтар, келіспеушіліктер немесе өтініш-талаптар (төменде баяндалған ережелерді ескеріп) тараптар арасында келіссөздер жүргізу арқылы шешілуі керек, ал аталған келіссөздерді жүргізу туралы жазбаша өтініш берілген күнінен бастап 45 жұмыс күні ішінде, ондай реттеу болмаған жағдайда, біреуін мердігер, біреуін Республика, ал үшіншісі мердігер және Республика немесе (ондай келісім болмаған жағдайда) Гаага қаласындағы Тұрақты төрелік сотының Бас хатшысы көрсеткен тәртіппен тағайындалған екі төре арасында келісім бойынша тағайындалатын құрамында үш төре бар халықаралық сауда (ЮНСИТРАЛ) құқығы жөніндегі БҰҰ комиссиясының қолданыстағы Төрелік қағидаларына сәйкес Стокгольм (Швеция) қаласындағы төрелік сотында толық, белгілі және түпкілікті реттелуге жатады. Көрсетілген ережелерге қолдану аталған дауға (даулар) бастамашы болған сол тарап немесе тараптар төрелікке, талап арыз беруші ретінде төрелікте қаралады, оларға қарсы төрелік іс қозғалатын тарап пен тараптар төрелікте жауапкер ретінде қаралады. Төрелік тілі орыс және ағылшын тілі болып табылады. Төрелікке шығарылатын кез келген шешім осы келісімге сәйкес тараптар үшін түпкілікті және міндетті болып табылады және қажеттігіне қарай мәжбүрлеу арқылы сот тәртібінде кез келген сот немесе басқа өкілетті орган жүзеге асырады, алайда, жоғарыда айтылғанды қоспағанда осы Келісімге сәйкес кез келген өткізілетін төрелікке және онда шығарылатын кез келген шешімге қатысты қандай болмасын шағымдану және жүгінудің барлық құқықтар осымен жоққа шығарылады. Тараптар осы Келісімнің коммерциялық мәміле болып табылатынын (і) кез келген төрелікке немесе оның шығаратын шешіміне; (іі) аталған шешімнің мәжбүрлеп орындалуын қамтамасыз ету мақсатында кез келген өңдіріске; сондай-ақ (ііі) коммерция ретінде қолданылатын мүлік пен активтерге қатысты аталған шешімнің кез келгенін орындауға қатысты кез келген мемлекетте өз мемлекеттік иммунитеті туралы олардың тараптарының біреуі мәлімдеуге құқылы еместігі туралы фактіні мойындайды және қабылдайды. Әрбір тарап осы ережеде көзделген төрелікте өз шығыстары мен оған байланысты шығындарды өзі төлейді және басқа тараптармен тең бөлісіп, төрелік талқылаудың төрелік сот алатын төлемін төлейді, оның үстіне екі жағдайда да төрелік сот шешімінен басқасы көзделмеген жағдайда ғана жүзеге асырылады.
30.2-БӨЛІМ. Сараптама. (а) Қандай да бір нақты нысанда баяндалған Келісімнің немесе сүйемелдеуші құжаттың ережесіне сәйкес осы Келісім тараптарының кез келгенінің арасындағы даулар мен келіспеушіліктер, осы 30.2-бөлімге сәйкес сараптамаға берілуі тиіс жағдайларда, бұл даулар мен келіспеушіліктер 30.1-бөлімге сәйкес төрелікке берілмейді, алайда, көрсетілген тараптардың кез келгенінің жазбаша талабы бойынша тиісті тәжірибесі бар және мүдделі тараптардың келісімі бойынша тағайындалған тәуелсіз тұлғаға беріледі, бірақ осындай келісім болмаған жағдайда, аталған жазбаша талап берілген сәттен бастап отыз (30) күнтізбелік күн ішінде осы сәтте әрекет ететін Халықаралық сауда палатасы жанындағы Халықаралық төрелік соттың төрағасына беріледі.
(b) жоғарыда баяндалғанға сәйкес тағайындалған тұлға немесе фирма («Сарапшы») төреші ретінде емес, Сарапшы ретінде әрекет етеді, өз іс-қимылдарын дербес айқындайды және сенімді көрегендік пен жеделдік таныта отырып, әрі оның көзқарасы тұрғысынан қажетті тергеу жүргізу арқылы дауды немесе келіспеушілікті реттеуге және оның пікірі жазылған жазбаша қорытынды беруге міндетті, осы қорытынды түпкілікті және аталған тараптар үшін міндетті болып табылады. Осы Келісімнің тараптары аталған қорытындыға байланысты, оған қажетті барлық ақпаратты толық алуға Сарапшыға көмек көрсетуі тиіс. Мердігер, сондай-ақ өкілетті орган да сарапшының қарауына өз атынан материалдар ұсынуға құқылы.
(с) Жоғарыда баяндалған кіші бөлімнің ережелеріне (b) қарамастан, осы бөлім қолданылатын осы Келісімнің немесе сүйемелдеуші құжаттардың тиісті ережелерінде көзделген кез келген нұсқамалар, нұсқаулықтар мен ұсынымдарға сүйену тапсырылады.
(d) Сарапшыға қарауға берілген тараптар арасындағы кез келген даулар аталған Сарапшы жүргізетін сараптама арқылы ұсынылған сәттен бастап 60 жұмыс күні ішінде реттеуге жатады.
(e) Осы бөлімге сәйкес тағайындалған Сарапшының кез келген қаламақылары мен шығындары келесі тәртіппен: кез келген мердігерлік жылдың ішінде сарапшыға бірінші жүгінуге қатысты (і) аталған қаламақылары мен шығындарды мердігер төлейді және VІІІ бапта көзделген тәртіппен өтеуге тиесілі, ал осы мердігерлік жылдың ішіндегі кейінгі жүгінулердің болуына қатысты (іі) төлемдердің немесе шығыстардың көрсетілген сомаларын Қатысушылар тең бөліп, төлейді және VІІІ бапта көзделген шығындарды өтеуге тиесілі емес.
30.3-БӨЛІМ. Қорытындылар мен шешімдерді оларға кері күш бере отырып қолдану. Осы Келісім мен сүйемелдеуші құжаттардың талаптарын қолданысқа енгізудің қажеттігіне қарай, сондай-ақ онда тараптардың құқықтары көзделген осы бапқа сәйкес енгізілетін кез келген қорытындылар, анықтамалар мен шешімдер тараптар арасында тиісті даулар мен келіспеушіліктердің басталуына жол салған мән-жайлар туындаған сәтте кері күшке ие. Төреші немесе Сарапшы (жағдайға байланысты) қорытынды, анықтама немесе шешім пайдасына шешілген кез келген тарапқа пайыз беруге құқылы.

On approval of the Rules (methodology) of determining the market price of goods sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation

Resolution No. 848 of the Government of the Republic of Kazakhstan dated June 26, 2012

Unofficial translation

In accordance with paragraph 1 of Article 10-1 of the Law of the Republic of Kazakhstan dated July 5, 2008 “On Transfer Pricing”, the Government of the Republic of Kazakhstan hereby RESOLVES:

1. To approve the attached Rules (methodology) for determining the market price of goods sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation.

2. This resolution shall take effect from January 1, 2009 and is subject to official publication.

Prime Minister of the Republic of Kazakhstan

K. Massimov

	Approved by
	Resolution No. 848
	of the Government
	of the Republic of Kazakhstan
	dated June 26, 2012

Rules (methodology) of determining the market price of goods, sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation 1. General Provisions

1. These Rules (methodology) for determining the market price of goods sold under production sharing agreements, including transactions with parties registered in countries with concessional taxation (hereinafter - the Rules), establish the procedure for determining (calculating) prices on transactions made in accordance with sales and purchase contracts for oil and gas raw materials produced in the Karachaganak oil and gas condensate field.

2. Terms used in these Rules

2. Terms, definitions and abbreviations used in these Rules:

1) fair market price or fair market cost- has the meaning specified in article I of the FPSA (definitions of terms from article I of the Final Production Sharing Agreement, which are contained in these Rules and are given in the supplement to these Rules);

2) joint management committee - has the meaning specified in subsection 6.1 of the FPSA;

3) approved transactions - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) (iv) of the FPSA and paragraph 7 of these Rules;

4) BTU (British Thermal Unit) means the heat amount needed to raise the temperature of one pound (in the British system of measures) of pure water from 59.0 degrees Fahrenheit to 60.0 degrees Fahrenheit at an absolute pressure of 14.696 psi (pound/sq. inch);

5) joint activity - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) of the FPSA and paragraph 4 of these Rules;

6) FSU means countries or territories that, as of December 31, 1984, were part of the Union of Soviet Socialist Republics;

7) gas project - has the meaning specified in article I of the FPSA;

8) challenged transaction - a transaction specified in subsection 9.2 (b) (v) of the FPSA and paragraph 8 of these Rules;

9) challenged transaction initiator (hereinafter - CTI) - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) (v) of the FPSA and paragraph 8 of these Rules;

10) delivery point - has the meaning specified in article I of the FPSA;

11) participant or participants - has the meaning specified in paragraph 3 of these Rules;

12) CPC - has the meaning specified in article I of the FPSA;

13) contractor - contractor companies referred to in Article I of the FPSA;

14) oil and gas raw materials - has the meaning specified in article I of the FPSA;

15) oil and gas raw materials share - has the meaning specified in article I of the FPSA;

16) FPSA - final production sharing agreement for the contractual site of ​​the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997 (as amended);

17) FPSA effective date means January 27, 1998;

18) authorized body - has the meaning specified in article I of the FPSA;

19) joint marketing committee (hereinafter - JMC) - a committee specified in subsection 9.2 (a) of the FPSA;

20) expert – means the person specified in subsection 30.2 (b) of the FPSA;

21) net receipts - has the meaning specified in subsection 9.2 (b) (ii) of the FMSA;

22) final sale - has the meaning specified in article I of the FPSA;

23) BC means Big Chagan;

24) FOB means, in relation to any volume of hydrocarbons at any delivery point, that these hydrocarbons are provided for shipment at that delivery point on a free onboard FOB) conditions, but without making prepayment or assuming other obligations in relation to further transportation, treatment, insurance and any other levies, costs or expenses;

25) small oil refinery (hereinafter -a small refinery) - has the meaning specified in article I of the FPSA.

3. Establishment of a joint marketing committee and authority scope thereof, approved and challenged transactions

3. In accordance with Article IX of the FPSA (as set out in the supplement to these Rules), the parties shall establish a joint marketing committee (JMC). In accordance with the FPSA the JMC shall comprise one person from each contractor company (or from each group of contractor companies that came to an agreement to act jointly) and the same number of Participants from the authorized body (or a smaller number determined at the discretion thereof); to hold meetings a quorum shall be required, represented by the majority of persons appointed by contractor companies and the majority of persons appointed by the authorized body.

The authorized body or contractor (each to be named as Participant as applied to these Rules) shall have one vote in the course of taking decisions by the JMC, at that, to take any decision of that kind, it is necessary for both Participants to vote for this decision.

4. In accordance with the provisions of Article IX of the FPSA, all the decisions regarding transportation, treatment, exchange and sale (both within the final sale and otherwise) of oil and gas raw materials, except for those from a reliable flow, as provided for in section 9.7 of the FPSA (joint activity), shall be taken by the JMC or by the contractor provided that the contractor is vested with the JMC powers. To avoid misinterpretation, joint activities shall primarily include, inter alia:

1) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials to be pumped via the CPC system;

2) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials to be directed to Orenburg city;

3) oil and gas raw materials to be sold under the gas project;

4) oil and gas raw materials to be sold to a small refinery in accordance with section 9.13 of the FPSA.

5. Each Participant shall have the right to offer transactions to JMC, on condition that such offer (x) will provide for a final sale transaction and (у) will provide for either the use of existing commercial agreements (previously approved by JMC) between the delivery point and the sale point within the proposed final sale transaction so as not to impede their use for other joint activities or the use of proposed new commercial arrangements that will not impede the existing joint activities. The JMC shall take decisions for the purposes of ensuring maximum net receipts, subject to the volumes, conditions, reliability and credit solvency of the counterparty and presence or absence of alternatives.

6. The participant shall have the right to challenge the proposed transaction only in the following events:

1) when another transaction can be made resulting in higher net revenue;

2) in respect of final sale transactions - the buyer is unable to ensure reliability of the payment sufficient to back up the transaction;

3) when the proposed transaction carries a higher risk of default by the counterparty than other options available for the transaction;

4) when the extraction cost of oil and gas raw materials required to carry out the proposed transaction is higher than the estimated net revenue;

5) when, in the absence of another directly possible option, the Participants commit themselves to a much longer term than the one during which it is possible with a reasonable degree of probability to expect the emergence of a more profitable alternative transaction option;

6) in respect of contracts whose validity term exceeds one year, when the proposed transaction does not contain a provision on price indexation, sufficiently reflecting possible rise in the fair market price during the transaction period;

with the exception of cases where the objecting Participant offers an alternative transaction, the amount of which does not exceed the share of oil and gas raw materials that is due to this Participant minus its proportional share of existing contractual obligations, as well as cases when by force of the existing production capacity or existing commercial arrangements (previously approved by the JMC) these two proposed options are to a certain extent mutually exclusive.

7. Transactions approved by the JMC shall be referred to as “Approved Transactions”. The shares of oil and gas raw materials of both Participants shall be distributed between the approved transactions, while both Participants take a share in costs and revenue receipts in connection with the approved transactions on a pro rata basis.

8. If the JMC does not approve the proposed transaction, the Participant who proposed it (the “challenged transaction initiator” or “CTI”) may carry out the indicated transaction (“Challenged Transaction”) for a term of not more than three years by purchasing this amount of oil and gas raw materials at the delivery point, provided that the specified amount does not exceed the right of the CTI to oil and gas raw materials, and taking into account existing contractual obligations on a pro rata basis for both Participants at a fair market price as established by Section 9.2 (b) (vi). In cases (x) when any Participant wishes to carry out a transaction which is challenged by the other Participant on economic reasons set forth in subparagraphs (a) - (e) of paragraph 6 of these Rules, and (y) when the other Participant wishes to carry out a transaction which is challenged by the first Participant solely on non-economic reasons set forth in the proviso at the end of paragraph 6, and (z) when two transactions are mutually exclusive partially or completely in connection with restrictions on production capacity and existing contractual obligations, then the proposed transaction mentioned in part (x) above may be carried out as a challenged transaction to the extent consistent with the right of the Participant to offer oil and gas raw materials, minus a proportionate share of its existing obligations, and herewith, the proposed transaction referred to in part (y) above shall be carried out as an approved transaction to the extent consistent with the right of the Participant, who offered it, on oil and gas raw materials, less a pro rata share of its existing commitments.

9. The cost of oil and gas raw materials marketed through the challenged transaction shall be determined (x) by the JMC or (y) in the absence of consent from the JMC - as agreed by the Participants or (z) in the absence of consent from the Participants - by the Expert in the manner specified in subsection 9.2 ( b) (vi) and article XXX of the FPSA (as set out in the supplement to these Rules).

4. Pricing procedure on oil and gas raw materials produced at the Karachaganak oil and gas condensate field

10. The transaction price for oil and raw materials, except for transactions on the purchase and sale of unstabilized condensate and crude gas supplied for further processing at the Orenburg gas processing complex, to which paragraph 11 of these Rules applies, shall be determined as follows:

to determine the transaction price for oil and gas raw materials, the contractor applies the methodology specified in article IX of the FPSA. Transactions shall be approved by the joint marketing committee (or in transactions that are otherwise carried out and evaluated with involvement of the Expert, in accordance with the challenged transaction procedure provided for in subsection 9.2 (b) (v) - (vi) of the FPSA). The resulting transaction price shall be considered to be market based and on the “arm's length” principle.

11. The transaction price for unstabilized condensate and crude gas supplied for further processing to the Orenburg gas processing complex shall be determined as follows:

taking into account (1) conditions on the local market, including impossibility of storing unstabilized condensate and crude gas at the production site due to the properties of these products, (2) a limited number of customers with unlimited access to the Orenburg gas processing complex and local oil refineries, (3) given the existence of monopoly on the transport and processing of unstabilized condensate and crude gas and the fact that (4) supplies of unstabilized condensate and crude gas for further processing at the Orenburg gas processing complex can be carried out only via a special pipeline system, which in turn significantly impacts formation of the market price, to determine the transaction price for unstabilized condensate and crude gas for further processing at the Orenburg gas processing complex, the contractor shall apply the methodology specified in article IX of FPSA. Transactions shall be approved by the joint marketing committee in accordance with Article IX of the FPSA (or for transactions that are otherwise carried out and evaluated with involvement of the Expert in accordance with the challenged transaction procedure specified in subsection 9.2 (b) (v) - (vi) of the FPSA). The resulting transaction price shall be considered to be market based and on the “arm's length” principle.

12. The procedure (methodology) for determining the market price established by these Rules shall be applied to transactions concluded from the effective date of the FPSA, including transactions with counterparties registered in the countries with concessional taxation.

	Supplement
	to Resolution No. 848
	of the Government
	of the Republic of Kazakhstan
	dated June 26, 2012

ARTICLE I. “Definitions” of the Final Production Sharing Agreement for the contractual site of the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997 (Extract) DEFINITIONS

The authorized body shall mean a closed joint-stock company Kazakhoil National Oil and Gas Company, acting in the interests of the Republic of Kazakhstan, or any other individual or legal entity designated by the Government of the Republic of Kazakhstan as the "Authorized Body" or its successors.

Contractor shall mean (i) for the period from the date of the license issue to the date of the Texaco share acquisition (not including this date) - Agip, British Gas and RAO Gazprom; (U) for the period from the date of Texaco share acquisition (inclusive) until the date of signing of this Agreement (not including this date) - Agip, British Gas, RAO Gazprom and Texaco; and (iii) for the period from the date of signing of this Agreement (inclusive) and further (subject to the provisions of Article XXIII and this Agreement) - Agip, British Gas, Texaco and LUKOIL. The relative shares of the contracting companies in the contractor at the date of conclusion of this Agreement are as follows (and may be changed only in accordance with the provisions of Article XXIII of this Agreement): Agip - 32.5%; British Gas-32.5%; Texaco - 20%; and LUKOIL - 15%.

CPC means the pipeline from Atyrau to Novorossiysk, which is to be built and put into operation.

A delivery point with respect to any volumes of oil and gas raw materials received under this Agreement shall mean, most commonly, a point in Kazakhstan through which oil and gas raw materials are carried from the contractual site, or if such volume cannot be measured for the purpose of distribution of products under this Agreement, the first point in Kazakhstan after removal outside the contractual site where such a measurement can be made; with the only proviso, however, that for oil and gas raw materials pumped through the connecting pipeline, the delivery point will be BC, and for oil and gas raw materials pumped along the lines to Orenburg, the delivery point will be the intersection point of these lines with the border between the Republic and the Russian Federation; also with the proviso that JOC is entitled intermittently to additionally establish other delivery points for specific flows of oil and gas raw materials.

Fair market price or fair market cost in relation to the sale or supply of any inventory or service provision shall mean the price in monetary terms that can be achieved by fair sale by an independent third party of such inventory or service in the respective market, when the price in monetary terms is the only form of payment.

Final sale shall mean any sale of (i) oil and gas raw materials or (ii) any hydrocarbons received by a contractor or contractor company or the authorized body in an exchange transaction or a series of hydrocarbon exchanges in which the first such exchange transaction involved the supply of oil and gas raw materials by a contractor or contractor company or the authorized body for remuneration not in the form of hydrocarbons. To avoid misinterpretation, a hydrocarbon exchange transaction shall not be considered a sale in relation to this Agreement.

Gas project shall mean an enterprise designed for (i) an initial processing capacity of 5 billion cubic meters per year of (crude) gas (or more or less as agreed by the authorized body, contractor and sponsors of the gas project) and (ii) for the final processing capacity of at least 10 billion cubic meters per year of (crude) gas; also pipelines for transporting purified gas to a delivery point, agreed upon between the sponsors of the gas project and the republic.

Oil and gas raw materials shall mean oil, gas, condensate, other hydrocarbon products, and all other hydrocarbon substances that can be discovered, extracted or otherwise obtained and stored during the operation of the contract area.

The share of oil and gas raw materials under this Agreement in relation to the contractor, any contractor company or the competent authority shall mean, respectively, the total amount of compensatory oil and gas raw materials, profitable oil and gas raw materials and other oil and gas raw materials, which in accordance with the terms of this Agreement and related documents will be due intermittently to this party.

A small refinery shall mean (and shall be limited to this meaning) an oil processing and oil refining plant, designed to treat 400,000 tons of liquid hydrocarbons per year, which has already been partially built on the territory of the contractual site.

ARTICLE IX. “Realization and calculation of the cost of oil and gas raw materials” of the Final Agreement on the production sharing of the contractual site of ​​the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997

SECTION 9.1. General Provisions In relation to all financial indicators, the cost of oil and gas raw materials and associated substances shall be determined in accordance with the procedure established in this article. Sales and other types of realization of oil and gas raw materials and associated substances shall be carried out in accordance with the procedure established in this article IX. This article also stipulates conditions or methodology for determining the conditions for the offtake of oil and gas raw materials from small refineries, offtake of oil and gas raw materials obtained in accordance with Article IX, and the sale of oil and gas raw materials realized in connection with challenged transactions.

SECTION 9.2. Joint marketing. (a) Joint Marketing Committee. The parties shall establish a joint marketing committee (JMC). JMC shall comprise one person from each contractor company (or from each group of contractor companies that agreed on acting jointly) that has at least fifteen percent (15%) interest and the same number of Participants from the authorized body (or a smaller number determined at the discretion thereof). To hold meetings a quorum is required, which shall be made up of the majority of persons appointed by the contractor companies and majority of persons appointed by the authorized body. The authorized body and contractor (each to be named as Participant as applied to this Article IX) shall have one vote in the course of taking decisions by the JMC, at that, to take any decision of that kind, it is necessary for both Participants to vote for this decision.

(b) Jointly resolved matters, (i) starting from the date of entry into force, subject to subsections below (iv), (v) and (vi), all the decisions regarding transportation, treatment, exchange and sale (both within final sale, one way or another) of oil and gas raw materials, with the exception of raw materials from reliable flow, as provided for in Section 9.7 (“Joint Activities”), shall be taken by the JMC or the contractor provided that the contractor is vested with the JMC powers. To avoid misinterpretation, joint activities shall initially include, inter alia, (A) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials pumped via the CPC system, (B) decisionmaking on the transportation, exchange and sale of oil and gas raw materials directed to Orenburg, and (C) oil and gas raw materials to be sold on the gas project, and also (D) the oil and gas raw materials to be sold to a small refinery in accordance with section 9.13.

(ii) Each Participant shall have the right to offer transactions to the JMC on condition that such offers (x) will provide for the proposed final sale transaction and (y) will provide for either the use of existing commercial agreements (previously approved by the JMC) between the delivery point and the sale point within the proposed final sale transaction so as not to impede their use for other types of joint activities, or the use of the proposed new commercial arrangements that will not impede the existing types of joint activities. The JMC shall take decisions for the purposes of ensuring maximum net receipts, subject to the volumes, conditions, reliability and credit solvency of the counterparty and presence or absence of alternatives. As applied to this Article IX, the term “Net Revenue” shall mean the total proceeds from final sale, sale to a third party and sale to a related party, net of selling costs, as defined in this term in section 9.5.

(iii) The Participant shall have the right to challenge the proposed transaction only in the following events:

(A) when another transaction can be made, resulting in higher net receipt;

(B) in respect of final sale transactions, when the buyer is unable to ensure a reliable payment sufficient to back up the transaction;

(C) when the proposed transaction carries a higher risk of default by the counterparty than other available transaction options;

(D) when the cost of extraction of oil and gas raw materials required to carry out the proposed transaction is higher than the estimated net receipt;

(E) when, in the absence of another directly possible option, the Participants commit themselves to a much longer term than the one during which it is possible with a reasonable degree of probability to expect the emergence of a more profitable alternative transaction option;

or

(F) in respect of contracts whose validity term exceeds one year, when the proposed transaction does not contain a provision on price indexation, sufficiently reflecting possible rise in the fair market price during the transaction period;

with the exception of cases where the objecting Participant offers an alternative transaction, the amount of which does not exceed the share of oil and gas raw materials that is due to this Participant minus its proportional share of existing contractual obligations, as well as cases when by force of the existing production capacity or existing commercial arrangements (previously approved by the JMC) these two proposed options are to a certain extent mutually exclusive.

(iv) Transactions approved by the JMC shall be referred to as “Approved Transactions”- the shares of oil and gas raw materials of both Participants shall be distributed between the approved transactions, and both Participants shall take a share in the costs and revenue receipts in connection with the approved transactions on a pro rata basis.

All the transaction obligations assumed by the contractor as the agent of the authorized body and in force on the effective date shall apply to the approved transactions within the specified period of validity of these obligations, but not including any extension periods, except those carried out exclusively at the discretion of the counterparty. Marketing of oil and gas raw materials to a small refinery as provided for in section 9.13 shall also apply to approved transactions.

(v) If the JMC does not approve the proposed transaction, the Participant who proposed it (the “challenged transaction initiator” or “CTI”) may carry out the indicated transaction (the “Challenged Transaction”) for a period of not more than three years by purchasing this amount of oil and gas at the delivery point, provided that the specified volume does not exceed the right of the CTI to oil and gas raw materials, and taking into account the existing contractual obligations on a pro rata basis for both Participants at a fair market price as determined in Section 9.2 (b) (vi). Payment of the indicated purchased volume is made, if possible, by a compensation offset between the amount of payment by the CTI of the indicated purchased volume and the monetary amount provided for by the equity right of the CTI in this or subsequent contract periods from the net receipts of the approved transactions and the challenged transactions. In cases (x) when any Participant wishes to carry out a transaction, which is challenged by another Participant on economic grounds set forth in subsections (A) - (F) of section 9.2 (b) (iii), and ( s) when another Participant wishes to carry out a transaction which is challenged by the first Participant solely on non-economic grounds, set forth in the proviso at the end of section 9.2 (b) (iii), and (z) when two transactions are partially or fully mutually exclusive in connection with restrictions in respect of production capacity and existing contractual obligations, then the proposed transaction referred to in p. (x) above may be carried out as a challenged transaction to the extent consistent with the right of the Participant to offer it for oil and gas raw materials, minus a proportionate share of its existing obligations, and at the same time, the proposed transaction referred to in subsection (y) above shall be carried out as an approved transaction to the extent consistent with the right of the Participant offering it in oil and gas raw materials, less a pro rata share of its existing commitments.

(vi) The cost of oil and gas raw materials marketed by the challenged transaction, in relation to financial indicators, as well as in the calculation of the amount payable by the acquiring Participant, shall be determined at a fair market price at the delivery point that would have been received as a result of an independent commercial transaction and determined by (x) JMC, or (y) in the absence of consent from the JMC - as agreed by the Participants, or (z) in the absence of consent from the Participants - by the Expert in accordance with the procedure established by this present sub-section and Article XXX. In determination of such a fair market price at the independent commercial transaction of the JMC, the Participants or Expert, depending on the circumstances, shall take into account the following factors:

(A) availability of alternative transaction options in relation to oil and gas raw materials of the type proposed for marketing within the challenged transaction, in the existence of such options, (and the net value of such transactions);

(B) net unit cost of the output (unit cost) of this type of crude oil and gas raw materials resulting from existing approved transactions (but only if the specified approved transactions are able to provide such a net unit cost at a higher specific throughput);

(C) net unit cost that is likely to be achieved as a result of the challenged transaction (taking into account all relevant factors, including, in particular, the counterparty’s reliability and solvency);

(D) duration of the proposed transaction and of any more advantageous alternative transactions that are likely to emerge within a specified period; and

(E) Participants' goals for maximizing net receipt.

If the fair market price in an independent commercial transaction is determined by the Expert, the latter shall also (aa) indicate whether the unit value determined by him will be higher, equal to or less than the probable net unit value of the challenged transaction, determined by him, and provide rationale for it; and (bb) in respect of the transactions involving liabilities whose validity term is longer than one year - determine firstly whether it is necessary, and if it is, to what extent the fair market price of the said transactions has to be adjusted during the validity term of the agreement, and secondly, what should be the appropriate mechanism for the implementation of any such necessary adjustments. After the Expert makes this conclusion, each Participant may change its decision within ten (10) days (i.e. the Participant who initiated the challenged transaction may decide not to carry it out, or the Participant who challenged it may decide to withdraw the objections (and in the latter case, this transaction shall qualify as an approved transaction)).

(vii) In cases where the Expert determines that the specific fair market price for the challenged transaction does not exceed the probable specific net value of the challenged transaction determined by him, the proposed transaction shall become an approved transaction.

(viii) Each Participant shall annually submit to the JMC an accounting report on its challenged transactions throughout the previous twelve months, indicating the net revenue received per unit of output over the specified period. If, as a result of the challenged transaction, net proceeds per unit of output are obtained in the amount of at least the specific fair market price determined by the JMC, the Participants or the Expert, then, at the discretion of the Participant who initially challenged the transaction proposed at that time, such a transaction can be considered as if it were an approved transaction within the specified twelve-month period, with the introduction of appropriate adjustments to the joint bank account and to all the settlements relating to financial indicators.

(c) Implementation of approved transactions. The contractor shall assume responsibility for all the approved transactions.

(d) Implementation of challenged transactions. At the delivery point the ownership right of all oil and gas raw materials directed for the fulfillment of the challenged transactions shall pass to the initiator of the challenged transaction, and at the same time he (it) shall assume responsibility for all subsequent activities related to this oil and gas raw material, with the only proviso that the CTI is entitled to request the contractor to carry out the specified activity, and his request is not groundlessly rejected.

(e) Information disclosure. The contractor shall provide any member of the joint marketing committee, upon request, with all information and documentation regarding all the approved transactions and challenged transactions carried out by the contractor.

(f) Access to facilities. To avoid misunderstanding, it shall be acknowledged by the parties that implementation of the challenged transaction by the authorized body does not relieve the contractor of its obligations under section 3.10.

(g) If the JMC identifies opportunities for approved transactions on the basis of a cash sale (spot transaction), then the JMC shall take appropriate arrangements to enable such sales without the need to approve each transaction with the JMC.

SECTION 9.3. Calculation of the value of challenged transactions. The cost of oil and gas raw materials obtained for the purpose of challenged transactions fulfillment shall be determined in accordance with the above provisions of Section 9.2 (b) (vi) in relation to all the financial indicators and to calculation of the amount payable by the acquiring Participant. The rights of both Participants to oil and gas raw materials shall be distributed pro rata in relation to the challenged transactions, and both Participants shall take a share in the receipts from the purchase of the indicated oil and gas raw materials from the CTI on a pro rata basis. The Contractor shall keep separate records on each of the challenged transactions carried out by it for the Participant in whose favor the challenged transaction is carried out, and shall pass to the credit or debit of the Participant the difference between (i) the estimated value determined in accordance with the above provisions of Section 9.2 (b) (vi), and (ii) receipts actually received, net of actual costs, by their nature attributable to selling costs. These credits or debits shall not be taken into account in the calculation of all the financial indicators.

SECTION 9.4. Calculation of the cost of oil and gas raw materials obtained for the purpose of sale within the approved transactions.

The cost of oil and gas raw materials obtained for the purpose of sale within the approved transactions frames, with regard to all the financial indicators, shall be determined in the following order.

(a) The cost of each barrel of liquid hydrocarbons produced during the contract term shall be determined in the following order:

(i) at the delivery point, each barrel is assigned a conditional value equal to zero. Proceeding from the subsequent adjustment in the order prescribed in this section, the conditional value must be used to calculate all financial indicators;(ii) after that, the cost of each barrel shall be adjusted to the time of its (or of any hydrocarbons received in exchange for it) sale, usage for payment in kind, final determination of its loss or final sale in another order, as follows:

(A) in the event of sale to a third party (except for challenged transactions) - the cost of a barrel shall be determined by the amount of actual receipt received in relation to the specified sale transaction per barrel, net of selling costs per barrel for this sale;

(B) in the event of a sale to a related party, which represents the final sale with delivery to the export point from the FSU or to the point outside the FSU (except for challenged transactions) - on each consignment the cost per barrel shall be determined by arithmetic average price per barrel of representative liquid hydrocarbons and liquid hydrocarbon products for a five-day period, the central date of which shall be the date of the bill of lading for the given batch, on FOB terms representative export ports published in the Platts Oilgram (or in another directory of market prices, internationally recognized and selected by consent of the parties), as amended by quality, grade, volume and other special circumstances (if any), net of sales costs per barrel, for this sale;

(C) in the event of sale to a related party, which represents the final sale with delivery to a point on the territory of the FSU (except for challenged transactions) for each consignment, the cost per barrel shall be determined by its fair market price at the point of delivery to the buyer, determined on the basis of similar transactions with similar liquid hydrocarbons or liquid hydrocarbon products, with the necessary adjustments to the place, nature of the parties and difference in quality, less the cost of sales per barrel for this sale;

(D) in the event of a sale in the frames of challenged transaction, the cost per barrel shall be determined in accordance with the procedure established in section 9.2 (b) (vi);

(E) in the event of finally established loss of product, for each lost volume the cost per barrel will be zero or a higher value for each barrel that will be ultimately received as a result of any claim brought against third parties to recover these losses, whether in accordance with insurance contracts, contracts for the transportation and treatment of products, other agreements or otherwise;

(F) if used for payment in kind, the cost of a barrel will be equal to the weighted average (in volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) - (C) above, but before deducting the sales costs) on all liquid hydrocarbons sold in final sale transactions over a given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions over a given contract period, the value will be equal to the average value determined over the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous contract period - the average value determined for the nearest contract period, where it is deemed determinable;

(G) in the event of sales with the use of barter, the cost of a barrel shall be determined by the weighted average (by volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) - (C) above, but before deducting the sales costs) for all liquid hydrocarbons sold within the final sale transactions for a given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions for a given contract period, the value will be equal to the average value determined for the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous quarter - the average value determined for the nearest contract period where it is deemed determinable, minus the cost of sales per barrel specifically for this sale;

(H) in the event of oil and gas raw materials sale in a different order than that specified in paragraphs (A) - (G) of this section 9.4, the JMC shall agree on an appropriate calculation method, including any provisions on accounting for sales costs, if necessary. In the absence of approval by the JMC, this issue shall be referred for expert review as provided in section 30.2.

(b) the value of each thousand cubic meters of gas received during the contract period shall be determined in the following order:

(i) at the delivery point, each thousand cubic meters is assigned a conditional value equal to zero;

(ii) after that, the cost of each thousand cubic meters of gas is adjusted to the time of its (or any hydrocarbons received in exchange for it) sale, use for payment in kind, final determination of its loss or final sale in a different order, as follows:

(A) in the event of a sale to a third party (except for challenged transactions), the value is determined by the amount of actual receipts received from the said sale for one thousand cubic meters, net of selling costs per thousand cubic meters, specifically for this sale;

(B) in the event of a sale to a related party, which appears as final sale (except for challenged transactions), the cost is determined at the price per thousand cubic meters of gas for a given contract period agreed by the parties to this Agreement, net of selling costs per thousand cubic meters for this sale;

(C) in the event of a sale to a gas project, the cost shall be determined on the terms provided for in the supply agreement agreed upon between the authorized body, contractor and sponsors of the gas project, net of selling costs per thousand cubic meters for this sale;

(D) in the event of sale in the frames of a challenged transaction, the value shall be determined in accordance with the procedure established in section 9.2 (b) (vi);

(E) in the event of the finally established loss of production, for each lost volume the cost will be equal to zero or a higher value for every thousand cubic meters ultimately received as a result of any claim brought against third parties for the purpose of recovering these losses, whether in accordance with insurance contracts, contracts for the transportation and treatment of products, other agreements or otherwise;

(F) if used for payment in kind, the cost will be equal to the weighted average (in volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) - (B) above) before deducting the selling costs for all gas sold within the final sale transactions for a given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions for a given contract period, the value will be equal to the average value determined for the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous contract period - the average value determined for the next contract period, where it is deemed determinable;

(G) in the event of sales through barter, the value is determined by the weighted average (in volume) value (determined in accordance with paragraphs (A) to (C) above) before deducting the sales costs for all gas sold within the final sale transactions for the given contract period; with the only proviso, however, that in the absence of such final sale transactions for the given contract period, the value will be equal to the average value determined for the last contract period where it is deemed determinable, or if the indicated average value was not determined for any previous contract period - the average value determined for the next contract period, where it is deemed determinable, minus the cost of sales per thousand cubic meters specifically for this sale.

(H) in the event of sale of oil and gas raw materials in a different order than that specified in paragraphs. (A) - (G) of this section 9.4, the JMC shall agree on an appropriate calculation method, including any provisions on accounting for sales costs, if necessary. In the absence of approval by the JMC, this issue shall be referred for expert review as provided in section 30.2.

(c) At the moment when it is feasible to receive other hydrocarbon products and (or) any associated substances for their sale separately from liquid hydrocarbons or gas, the parties shall be required to meet for negotiations in good faith to determine the calculating method for the cost of the said products. These negotiations must decide whether these transactions should initially be considered as an integral element of a joint activity in accordance with Section 9.2 or as a sale to reliable flows in accordance with Section 9.7. If they are referred to as an integral element of a joint activity, the JMC shall establish the procedure for formal examination and approval with the JMC of the issue that the terms of transportation, processing, exchange, intermediate and final sale transactions with respect to other hydrocarbon products are recognized as relevant to a reliable flow and no longer regulated by the joint activities procedure.

(d) In cases when the oil and gas raw materials supply to the competent authority is carried out in accordance with the terms of Article XI, the calculation of the cost of this oil and gas raw materials in relation to financial indicators shall be carried out on the actual revenue received in relation to this transaction per unit of output.

(e) For the purpose of distributing the final sales of oil and gas raw materials received for the purpose of sales under approved transactions, and losses of oil and gas raw materials originally received for the purpose of sales within the frames of approved transactions not included in the costs of selling oil and gas raw materials received for carrying out approved transactions, the FIFO order of receipt shall apply. In relation to this Agreement, the FIFO principle means that oil and gas raw materials are deemed realized or lost in the same sequence as they were received by the contractor at the delivery point.

(f) If the volumes in any final sale are not measured in barrels (in the case of liquid hydrocarbons) and not in thousands of cubic meters (in the case of gas), but in other units of measurement, then the prices that apply to these sales transactions shall be adjusted in such a way as to reflect the price per barrel or per thousand cubic meters (depending on the circumstances) using conversion factors determined by agreement with the JMC, and in the absence of such coordination - determined by the Expert.

(g) If either party is able to prove in a form acceptable enough for the other party that there is a method for calculating the cost of liquid hydrocarbons realized as part of the final sale transaction in the FSU, enabling a more objective determination of the value of these hydrocarbons, then this method shall be applied to calculate the value of the final sale transactions relating to the sale to related parties of specified hydrocarbons for delivery to the FSU.

(Һ) In the event that an individual or legal entity transporting or processing oil and gas raw materials after the delivery point uses a quality bank or other adjustment methods to account for differences between (i) the quality of the oil and gas raw materials received by the specified individual or legal entity, and ( ii) the quality of the oil and gas raw materials supplied by the indicated individual or legal entity, then the unit cost shall be adjusted in such a way as to fully take into account these discrepancies (but without duplicating any articles included in the calculation of the sales costs).

SECTION 9.5. Sales costs on approved transactions

(a) Definition. For the purpose of determining sales costs on approved transactions, “sales costs” in relation to the sold oil and gas raw materials of any volume and any type shall mean the expenses (including all taxes, duties and similar payments, cost of insurance against losses of oil and gas raw materials, payments in kind in the form of oil and gas raw materials or oil and gas products), and also the uninsured physical losses of oil and gas raw materials (including natural loss during processing) that are incurred downstream from the delivery point in connection with processing and transportation to the point of final sale (in respect of sale to a third party) or to the point where the cost was calculated (in respect of sale to a related party), and the indicated costs and losses: (i) that would be incurred or would be inevitable and would not be insured by any prudent and bona fide person in the framework of a similar bona fide commercial transaction with participation of independent parties, carried out at the same time in the same market in order to arrange processing and transportation to the sale point of these oil and gas resources (in relation to the sale to a third party), or as far as the point in which the calculation of its value was made (in terms of sales to a related party); and (ii) represent part of the actual remuneration paid by the contractor or the losses incurred by it in connection with the indicated processing and transportation. The cost of payment in kind in the form of oil and gas raw materials, as well as their physical losses provided for in the determination of sales costs, is determined with the aim of calculating sales costs based on the value assigned to the indicated oil and gas raw materials in accordance with the above subsections (E) and (F) of section 9.4 ( a) (ii) and subsections (E) and (F) of section 9.4 (b) (ii).

(b) calculation of sales costs per unit of output. Sales costs per barrel of liquid hydrocarbons or per thousand cubic meters of gas (“unit sales costs”) for each contract period and for each point of the final sale transactions are determined by adding:

(i) the total amount of costs paid in monetary terms with respect to approved transactions for the contract period,

(ii) the number of units lost multiplied by the unit cost determined in accordance with section 9.4 (a) (ii) (E) for liquid hydrocarbons or in accordance with section 9.4 (b) (ii) (E) for gas, and

(iii) the number of units used for payment in kind multiplied by the unit cost of the output determined in accordance with section 9.4 (a) (ii) (F) for liquid hydrocarbons or in accordance with section 9.4 (b) (ii) (F) for gas, and dividing the sum by the total number of product units sold through final sale transactions, barter transactions or otherwise.

(c) If any other costs that would otherwise be included in the calculation of selling costs relate to the payment by the contractor or its affiliate of the services provided or the cost of their own infrastructure facilities, then these costs shall only be included in the calculation of selling costs if they do not exceed the rates traditionally prevailing in the international oil and gas industry charged for it as part of similar bona fide commercial transactions involving independent parties. To avoid discrepancies, the sales costs shall not include capital contributions and other payments made as a result of the contractor company having the status of owner, sponsor or shareholder of any property, equipment or facility used in the process of transportation or processing of oil and gas raw materials (or received in exchange for hydrocarbons in the framework of one or several hydrocarbon exchanges) upstream from the point of final sale or another type of their final sale. Through its representatives in the JMC, the contractor shall submit to the authorized body the covering documentation for all costs and losses included in the contractor’s calculation of the sales costs, together with sufficiently detailed written rationale of these calculations and the reasons for these costs and losses. If the authorized body through its representatives in the JMC challenges the calculation of the sale costs, then this dispute shall be settled by the Expert as prescribed in Article XXX below. Before the adopted decision in accordance with Article XXX, the said rationale (in the absence of an obvious error) and the calculation of the sales costs made by the contractor shall prevail and shall be used for the purpose of calculating the cost; provided that any calculation of the sales costs is subject to final adjustment in compliance with any decision made in accordance with Article XXX, including interest at the applicable rate, starting from the date the contractor initially determined the cost and up to the date of the indicated amounts adjustment inclusive.

SECTION 9.6. Creation of joint accounts

(a) The Contractor shall open a joint bank account with interest accrual (“Joint Bank Account”), to which the proceeds from the final sale are transferred in the frames of the approved transactions and the challenged transactions carried out by the contractor on behalf of the authorized body, before payment of costs and distribution of these net receipts between the parties concerned.

(b) The Contractor shall submit to JOC the forecast on the expected levels of production, sales, costs and revenues for each contract term. The contractor shall ensure that sufficient funds are available in the joint bank account to pay for costs that are included in or related to the costs of the sale in respect of the relevant transactions, in which the sales costs are expected to exceed the total receipt from the final sale of the respective transactions. In the event of shortage of funds in the joint bank account to cover the projected expenses, the contractor shall send monetary claims to the contracting companies (proportional to the right of each of them to oil and gas raw materials, plus the proportional share of the costs of each contractor related to the right of the authorized body to oil and gas raw materials) to pay for expected expenses, with each contractor required to transfer the indicated amount to the joint bank account. The return of all the funds paid under these requirements shall be carried out (on a proportional basis in the order of their initial payment) from the joint bank account on the last business day of the first month, in which the funds will be available in excess of the projected needs. To avoid discrepancies, any negative values ​​resulting from the excess of the sum of selling costs in relation to the total receipt from the final sale in approved transactions are set off in the corresponding total values ​​on a cumulative total in relation to the calculation of financial indicators.

(c) In the event that the actual cash proceeds received from the sale to related parties in the framework of approved transactions for any contract term are less than the cost of the oil and gas raw materials used in the frames of such transactions (and established as provided for in this Article IX, until deduction of sales costs), the contractor shall debit to each party its respective share of the difference. In the event that the indicated actual cash proceeds are more than the cost of the indicated oil and gas raw materials, then the contractor shall credit to each party its corresponding share of the difference.

(d) Subject to (i) any adjustments made in respect of the payment or reimbursement of any cash claims or projected deductions necessary to pay the costs of the sale as specified in section 9.6 (b), (ii) any credit or debit offsets, relating to the purchase of oil and gas in the context of the contested transaction provided for in section 9.2 (v), or (iii) any credit or debit offsets required for sales to a related party stipulated in accordance with section 9.6 (c) on the last business day of every month the contractor shall distribute the balance of any funds available in the joint bank account between all parties in proportion to their right to the share of the oil and gas raw materials to which such funds relate. To avoid discrepancies, any adjustment to crediting in accordance with sections 9.2 (v) or 9.6 (c) shall provide for the right of a party to receive funds in the size of the credited amount, while any adjustment to debiting in accordance with sections 9.2 (v) or 9.6 (c) shall be considered a payment in favor of the respective party.

(f) Interest accrued on the joint bank account shall be distributed among the Participants depending on the funds transferred to the account to which this interest is accrued.

SECTION 9.7. Reliable sales flows. (a) Oil and gas raw materials, the transportation and sale of which (or the transportation, processing and sale of which) are carried out in accordance with agreements, deemed by the JOC as commercially viable and reliable, shall be considered to be “Reliable flows”. The cost of oil and gas raw materials sold within the final sale as reliable flows shall be determined in accordance with the procedure established in section 9.8.

(b) The final sale of oil and gas raw materials as reliable flows is not governed by the JMC decisions, but is controlled by the party or the Participant holding the ownership right for these oil and gas raw materials, taking into account the right of the competent authority to require the contractor to sell a full or partial share of the oil and gas raw materials owned by the competent authority, in accordance with the terms of section 9.8.

(c) The JMC establishes the procedure for official consideration and approval by the JOC of the issue that the conditions of transportation, processing, exchange, intermediate and final sale transactions in relation to a particular stream are recognized as relevant to a reliable stream and are no longer regulated by the joint activities procedure.

SECTION 9.8. Joint marketing of reliable flows. (a) Subject to the exit right clauses provided for in section 9.8 (d), the contractor or each contracting company (as the case may be) shall assume responsibility for organizing all transportation, treatment, exchange, transactions of the intermediate and final sale of oil and gas raw materials on behalf of the authorized body as reliable streams in accordance with the provisions of this section 9.8. The contractor or contracting company shall have the right to conclude with the authorized body a separate joint marketing agreement governing the terms and conditions under which the contractor or contracting company will be selling the share of oil and gas raw materials owned by the authorized body, provided that this joint marketing agreement complies with this section 9.8. All the essential terms of this joint sale agreement are set forth in this section 9.8.

(b) Distribution of oil and gas raw materials owned by the authorized body. If the authorized body does not exercise its exit right provided for in section 9.8 (d), then the contractor or each contracting company (as the case may be) shall include a proportionate share of the oil and gas raw materials belonging to the authorized body in each transaction organized by the contractor or contracting company. All direct costs and expenses (as well as internal costs, but only provided they comply with the rules set forth below for transactions with affiliated persons) incurred in connection with such a transaction, as well as proceeds from it, shall also be distributed between the contractor or contracting company and the authorized body on a non-discriminatory and proportional basis.

(c) Authorized activity of the contractor. In cases where the contractor or contractor company concludes agreements for the transportation, processing, exchange, intermediate and final sale of oil and gas raw materials on its own behalf or on behalf of the authorized body, the contractor or contractor company shall be entitled to make any decision regarding the authorized body’s share of the oil and gas raw materials, in the same way as a contractor or contracting company has the right to make any decision regarding operations with its own share (“permitted activities”). Without prejudice to the general nature of the above proposal, the parties agreed that the contractor or contracting company has the right to carry out the following specific activities related to marketing:

(i) carry out authorized activities through affiliated persons, only if the operation carried out through an affiliated person:

(A) does not entail a decrease in the actual amount received by the authorized body below the fair market price, and

(B) if the indicated costs do not exceed the rates traditionally prevailing in the international oil and gas industry established in this respect as part of bona fide commercial transactions between independent Participants.

If the authorized body reasonably considers that the price charged by the affiliate does not correspond to the price of similar services, which a prudent and bona fide operator would have agreed to within bona fide commercial transactions between independent Participants in this market, the contractor and the authorized body shall meet with the purpose of agreeing as prescribed in section 9.9 (a) (ii), and subject to section 9.9 (1), on the corresponding price for independent third parties, which could be taken as the basis for determining the amount of the cost of services;

(ii) carry out cash sales or product exchanges or enter into long-term supply contracts, provided that the contractor or contracting company notify the authorized body within thirty days of any obligations with a validity term of more than one year and enable it to exercise the exit right provided for in section 9.8 (d);

(iii) enter into hedging agreements, deemed by the contractor or contracting company as prudent, provided that the indicated agreements are for oil and gas raw materials owned by the contractor or contracting company, and for oil and gas raw materials owned by the authorized body on a non-discriminatory basis. Hedge accounting shall be carried out separately, and the contractor or contractor company shall immediately after the end of the contract term file to the authorized body the appropriate accounting report for the contract period. The authorized body shall be entitled to decide at any time on termination by the contractor or contractor company of the conclusion of further hedging transactions for oil and gas raw materials owned by the authorized body . No provisions of this section shall be construed as requiring any contractor company to enter into hedging agreements solely with respect to oil and gas or any particular part of the oil and gas raw materials.

In carrying out the permitted activities, the contractor or contracting company shall constantly act as a prudent and bona fide company with experience in the sale of oil and gas raw materials and oil and gas products.

(d) Exit Right. The authorized body shall have the right to withdraw and refuse to participate in the joint sale of oil and gas raw materials obtained for reliable flows on each individual stream, with the proviso that the indicated exit right can only be exercised prospectively and is governed by the terms of any existing contractual obligations, assumed in accordance with this article. To avoid inconsistencies, it shall be acknowledged by the parties that refusal to jointly sell oil and gas raw materials obtained for any reliable flow does not exempt the contractor from its obligations in accordance with section 3.10.

SECTION 9.9. Calculation of the cost of oil and gas in reliable flows.

The cost of oil and gas raw materials marketed within final sale transactions through a reliable flow shall be determined monthly at the “Delivery Point” as provided for in this Section 9.9.

(a) Calculation of selling costs for reliable flows

(i) Definition. Subject to further provisions of this Section 9.9, “Sale Costs”, with respect to reliable flows in relation to oil and gas raw materials of any volume and any type marketed within a sale transaction to a third party or a sale transaction to a related party, mean the costs that are fully and necessarily incurred downstream from the delivery point in connection with processing, transportation to the sale point and (except for the case of sale to a related party) sales through third-party commercial agents, and these costs:

(A) would be fully and necessarily incurred by a prudent and bona fide operator as part of a bona fide commercial transaction involving independent parties at the same time and under the same circumstances with the aim of organizing the processing, transportation to the sale point and sale of this oil and gas raw material; and

(B) are a part of the actual remuneration paid for said processing, transportation and marketing.

Except as otherwise provided in the provisions below, the indicated costs, taken into account when calculating sales costs, may include, inter alia, the following: taxes and duties paid in countries other than the republic, tariffs, costs, expenses, fees, deductions, terminal and port charges, operating fees, storage fees, expenses associated with payments in the form of equipment, services or other materials, as well as payments in kind in the form of petroleum products, charges for the provided throughput capacity, insurance fees. To avoid discrepancies the sales costs shall not include capital contributions and other payments made as a result of the contractor having the status of the owner, sponsor or shareholder of any asset, equipment or structure used in the process of transportation or processing of oil and gas raw materials (or received in exchange for hydrocarbons within one or several hydrocarbon exchanges) upstream from the final sale point or another type of their final sale.

(ii) Services of affiliated persons. If any costs that would otherwise be included in the calculation of sales costs are related to the services provided by the contractor or its affiliated person, or to infrastructure facilities belonging to them, then such costs shall be included in the calculation of sales costs only to the extent in which they do not exceed the general and prevailing tariffs for the provision of services and the use of infrastructure facilities levied in the global oil and gas industry in bona fide commercial transactions between independent third parties. If the authorized body reasonably considers that the price charged by the affiliated person does not reflect the price at which the prudent and bona fide operator would have agreed to in a bona fide commercial transaction with an independent party conducted to provide the same services in the market in question, then the contractor and the authorized body must meet to agree as prescribed by section 9.9 (a), and subject to the requirements of section 9.9 (1), upon the appropriate transaction price between independent third parties, which will be applied in determining the costs of such services, which may be included in the calculation of the sales costs.

(iii) Excluded costs. From the calculation of sales costs, all losses of the share of the contractor, each contractor company and the authorized body shall be excluded after passing the delivery point, and the contractor, each contracting company and the authorized body shall explicitly assume all the risk of these losses.

(iv) Split of costs. If any costs to be included in the calculation of sales costs cannot be separately attributed to any specific volume of oil and gas raw materials for which such a calculation is made, then such costs shall be split in a proportional amount, taking into account the relative calorific value of the corresponding oil and gas raw materials, measured in BTU and defined at the first measurement point after the point in which these costs were incurred.

The contractor or each contracting company shall open a joint bank account (together with the authorized body), to which the proceeds from the final sale of oil and gas raw materials received from reliable flows and jointly sold before payment of costs and deductions to the parties are transferred. The contractor shall submit to JOC the forecast of the expected levels of production, sales, costs and revenues for each contract term. With the consent of the JOC, the contractor shall ensure that sufficient funds are available on joint bank account to pay the costs attributable to sales costs for any contract term in which the sales costs are expected to exceed the total revenue from such final sale. To avoid inconsistencies, any negative values resulting from the excess of the sum of sales costs in relation to the total revenue from the final sale are set off in the corresponding total values on an accrual basis for the calculation of financial indicators and taxes.

(b) Calculation of the cost of liquid hydrocarbons. Subject to further provisions of this Section 9.9, the cost per unit volume of liquid hydrocarbons of any category in any month is the weighted average (by volume) value of:

(i) actual prices per unit of the volume in the final sale, which is a sale to third parties (if there is such a sale) of liquid hydrocarbons of this category during the given month; and

(ii) for all final sale transactions that constitute a sale to related parties (if there is such a sale) of liquid hydrocarbons of this category, the arithmetic average of prices per unit volume of liquid hydrocarbons of this category for a five-day (5 days) period, the central date of which shall be the date of the bill of lading for the given batch, on FOB terms, representative export ports published in the Platts Oilgram (or in another directory of market prices, internationally recognized and selected with the consent of the UK) as amended by quality, grade, volume and other special circumstances (if any),

net of sales costs assigned to this category of liquid hydrocarbons in the given month.

(c) Calculation of the cost of gas. Calculation of the cost of gas shall be carried out in the following order:

(i) the cost of gas sold by the gas project is determined on the terms of a sampling agreement between the contractor, the authorized body and sponsors of the gas project;

(ii) the cost of gas sold on any market other than the European one (with the exception of the former CMEA countries) shall be determined in accordance with the calculation methodology adopted by the JMC before the JOC decides that this gas flow is a reliable flow; and

(iii) the cost of gas obtained for the purpose of selling in Europe (with the exception of the former CMEA countries) is determined in the following order: subject to further provisions of this Section 9.9, the cost per unit volume of gas for any month will be the price of the volume unit of gas for the given month, determined as prescribed below, minus the sales costs of the volume unit attributable to the given volume of gas for the given month. In relation to this section, the “Price” of a unit volume of gas for any month will be equal to the weighted average (by volume) value:

(A) of actual prices per unit volume in the final sale, which is a sale to third parties (if there is such a sale) of gas in the given month, as provided for by contracts governing such a sale, provided that if the authority is able to demonstrate that the price of gas indicated in any contract for sale to third parties is below the fair market price for the sale of gas in the relevant market, then the unit price of this volume of gas will be determined as specified in subsection (ii) below; and under the further condition that before the contractor or any contracting company concludes a gas sale contract proposed to a third party, the contractor and the authorized body may (and at the reasonable request of the contractor - should) meet in order to discuss in good faith whether the price offered under this contract, is underestimated compared to the fair market price for the sales market in question; and

(B) in respect of any gas sales to related parties during the month, the price per unit volume is determined by the following formula and is calculated separately on each sale transaction:

P = (GBP) / (9769.2 x Ex) + A,

where

P = Price per unit volume of gas in the given month;

GBP = “Grenzuebergangspreis” (or “Price on German border, German Border Price” in German marks (“DM”) per thousand cubic meters of gas delivered in the given month, in accordance with the monthly publication of the German Federal Ministry of Economics, in its Tagesnachrichten (or other directory of market prices, internationally recognized and selected by consent of the parties);

9769.2 = coefficient agreed on by the parties for converting the price at the German border, which is one thousand cubic meters, into the price of gas per kilowatt-hour, assuming that the calorific value of one cubic meter of gas is 35.17 megajoules, where "megajoule" is equal to 1,000,000 joules, and the value of "joule" is specified in the standard ISO 1000-1981 (E);

Ex = Average official exchange rate on the Frankfurt Exchange for the exchange of DM to US dollars in the given month (expressed as the rate of DM to the US dollar) published in the Deutschebank monthly report or (if such a rate is not published) - the average daily exchange rate for the exchange of DM to US dollars in the given month (expressed as the rate of DM to the US dollar) published in another publication, internationally recognized and selected by consent of the parties; and

A = corresponding adjustment to the price at the German border, expressed as a positive number in case of a surcharge and a negative number in case of a discount, which is determined as specified in section 9.9 (d);

If the “A” value is equal to zero, (i) if and until the contractor or the authorized body can demonstrate as specified in section 9.9 (d) that in a bona fide gas sale to an independent third party in the market in question, a surcharge or discount to the price would be required at the German border, and (ii) if and until the relevant value of the surcharge or discount is agreed upon by the parties or confirmed by the Expert in accordance with this Agreement.

(d) Determination of surcharge or discount. Applicable to the formula in Section 9.9 (c) (iii) (B), the only reasons for introducing a price surcharge or discount on the price at the German border shall be:

(i) sales to a country other than Germany, in which gas prices differ significantly from prices in Germany;

(ii) sales to the market, which generally differs from the sales market, on the basis of statistical indicators of which the price at the German border is determined;

(iii) a contract in which the formula for calculating the price increase differs over time significantly from the norms adopted in contracts for gas import into Germany;

(iv) a contract in which the load factor and (or) conditions of supply and forfeit are different from the norms adopted in contracts for the import of gas into Germany;

(v) a contract containing a number of other significant contractual terms that differ significantly from the norms adopted in contracts for the import of gas into Germany;

(vi) a contract whose validity term differs significantly from the norms adopted in most contracts for gas import into Germany;

(vii) gas quality requirements are significantly different from the norms adopted in contracts for gas import into Germany; or

(viii) the conditions on the possibility of temporary suspension of supplies differ significantly from the norms adopted in contracts for gas import into Germany;

provided that the features listed in subsections (i) - (viii) above are such that they would justify the price surcharge or discount on a typical open market transaction, in good faith agreed upon between independent third parties. Subject to further provisions of this Section 9.9, any surcharges or discounts on the price at the German border determined by the formula given in Section 9.9 (c) (iii) (B) in respect of any gas sales contract to which this formula applies remain unchanged throughout the duration of such a contract for the gas sale.

(e) Information provision on contracts, etc. As soon as practicable after a contractor or any contracting company or authorized body has concluded a contract for the sale of gas or liquid hydrocarbons or for the provision of services, the cost of which will be included in the calculation of sales costs, whether for operations relating to reliable flows or to joint activities, the contractor, contracting company or authorized body shall submit to the JMC (and to the authorized body, if required) a copy of the documentation for this transaction together with all other materials and information related to compensation paid directly or indirectly to or received by any party in connection with this transaction. In the case of gas sales contracts to which the formula in Section 9.9 (c) (iii) (B) applies, the JMC shall hold a meeting as soon as practicable to discuss the appropriate value of the surcharge or discount relative to the price at the German border (if required).

(f) Excluded Transactions. As applied to this article, the authorized body shall have the right to challenge the accounting of the factors listed below when calculating the unit cost of any volume of liquid hydrocarbons, gas or other hydrocarbon products under this Agreement (including, inter alia, the calculation of sales costs), provided that these factors are not included in the conditions of independent parties’ transactions and do not reflect these conditions:

(i) the sale of oil and gas raw materials in the FSU in accordance with contracts not approved by the competent authority or JMC prior to their conclusion;

(ii) the costs of processing and transportation of oil and gas raw materials in the FSU in accordance with contracts not approved by the authorized body prior to their conclusion (in each case, such approval should not be refused groundlessly);

(iii) sales to third parties in which the cash sale price is not the only economic reimbursement directly or indirectly received by the contractor, contractor company or any of their respective affiliates; and

(iv) the costs of processing and transportation of oil and gas raw materials in accordance with the arrangements on which the contractor or any of its respective affiliates directly or indirectly receive services other than (A) the processing or transportation services in connection with which such costs were incurred, or pay any refund other than (B) payment of such costs.

The contractor shall intermittently submit to the competent authority, upon request, such information that the competent authority may reasonably require to make an informed decision on each of the above issues. Disputes regarding any of the above types of reimbursement shall be settled through the examination provided for in accordance with Article XXX.

(g) Determination of intermediate cost and retrospective recalculation. In the event that the cost of any volume of liquid hydrocarbons of any category (including, inter alia, calculation of sales costs) during any month cannot be fully and finally determined in accordance with this section 9.9 before such determination is required for any purpose, stipulated by this Agreement or any accompanying document, for all such purposes, a determination of the intermediate cost shall be based on the cost of liquid hydrocarbons of this category over the previous month or (in the absence of values ​​for the previous month) based on the values ​​agreed upon between the contractor and the authorized body. After a full and final determination of the cost of liquid hydrocarbons of the corresponding category for any month, a corresponding recalculation shall be performed of the distribution between the parties and all other indicators for which the determination of the intermediate cost was previously applied.

(Һ) Units of measure. Each component of the calculation of the cost of liquid hydrocarbons and other hydrocarbon products under this Agreement shall be measured in US dollars per barrel. Each component of calculation of the cost of gas under this Agreement shall be expressed in US dollars per 1,000 cubic meters. If any component of any such calculation of the cost of oil and gas raw materials of any category under this Agreement (including, without limitation, any costs that must be taken into account when calculating sales costs) is not expressed in the relevant or appropriate units, then this component shall be converted to the appropriate units on the basis indicated in this document, or, if such a basis is not indicated, on the basis of the general tactics of such recounts used in the world oil industry.

(i) Calculation of the cost by categories of oil and gas raw materials. If certain categories of liquid hydrocarbons, gas or other hydrocarbon products are offered for sale separately and at different prices, then the terms of this article and article VIII shall apply separately to each such category.

(j) Grouping by quality, etc. If an individual or legal entity engaged in the transportation or processing of oil and gas raw materials, on the way from the delivery point, informs the contractor or any of its affiliates about the discrepancies between (A) the quality of the oil and gas raw materials obtained by such an individual or legal entity either from the contractor or any of its affiliates, or on their behalf, and (B) the quality of the oil and gas raw materials delivered by such an individual or legal entity to the address or name of the contractor or any of its affiliate in which differences are determined by quality, grouping or other recalculation, then the cost of such oil and gas raw materials in accordance with this article shall be adjusted taking full account of this circumstance.

(k) Periodic adjustments of the terms for calculating the price and cost of gas. Notwithstanding the foregoing provisions of this section 9.9:

(i) three (3) years after the start of gas supplies under any gas sales contract to which the formula in Section 9.9 (c) (iii) (B) applies, and every three years thereafter throughout the validity term of such a contract, the JMC shall consider the values of the surcharge or discount (if any) with respect to the price at the German border previously agreed for such a contract. If the JMC can establish the existence of significant changes in the premises taken into account when determining the value of the surcharge or discount, the value of the surcharge or discount (as the case may be) shall be adjusted accordingly. The burden of proof of the need to adjust the surcharge or discount rests with the party that claims to introduce such an adjustment.

(ii) At the time when the gas sale contract is proposed to the competent authority in accordance with section 9.9 (e), and also at eighteen-month intervals thereafter, if the contractor or the competent authority can demonstrate in a form acceptable to the other party (or in the form, acceptable to the Expert in accordance with Section 30.2) that the gas price can be more accurately determined based on information on import prices published in the country where this gas is exported (“Local data on import prices”) than based on the price in Germany, then when calculating the cost of gas exported to this country for sale through sale to related parties, instead of the price at the German border, local data on import prices shall be applied, and when calculating the price of such gas in accordance with section 9.9 (c) and the relevant provisions of this Section 9.9, all references to “Price on the German Border”, “Germany”, “German” and “Deutsche Mark” and import conditions relating to import contracts in Germany shall be replaced accordingly with references to “Local data on import prices, ” “respective country,” “given country,” “local currency,” etc., and all the currency conversion factors, surcharge and discount calculations and other elements of the cost calculation included in these provisions must be changed, suited to respective country and respective market; provided that, in order to ensure applicability of the provisions of this Section 9.9 (k) (ii), the other party (or the Expert pursuant to Section 30.2) has to ensure that basically all of the following conditions are satisfied:

(A) statistics on the import prices in question shall be published at least quarterly by a well-known organization in the respective country;

(B) proposed local data on import prices are published and made publicly available no later than three months upon expiry of the contract term in question;

(C) proposed local data on import prices are generally accepted in the global gas industry and provide an accurate picture of the cost of gas imported into a given country;

(D) annual average gas import is no more than 25% of the total volume of gas imports to a given country;

(E) the cost of gas supplied under the relevant import contract does not significantly differ from the average cost of gas imported to this market (given its quality, terms of contracts and other relevant factors); and

(F) gas imported into the given country is generally paid for in hard currency.

(iii) Every nine years after the effective date, the parties shall revise the provisions of this Agreement for calculating the cost of gas. If the contractor or the authorized body can demonstrate in a form acceptable to the other party (or in a form acceptable to the Expert in accordance with Section 30.2) that:

(A) the current method of calculating the cost of gas does not provide a fair reflection of the cost of the given gas; and (B) there is an alternative method of calculating the cost of gas that more fairly reflects the cost of the gas, the provisions on calculating the cost and price of gas under this Agreement shall be amended in the way to reflect such an alternative method of calculating the cost.

(iv) If any of the published information sources referred to in this article ceases to be published or becomes unavailable for another reason, the contractor and the authorized body shall meet to agree on a replacement source of information that shall be as accurate as the source that has become unavailable. If the contractor and the competent authority fail to reach an agreement on such a replacement of the information source within 3 months from the first meeting on this provision, then the question of choosing a replacement information source shall be referred for resolution by the Expert in accordance with section 30.2.

(1) Qualification of disputes. Any disagreement between the parties regarding calculation of the value of any volume or type of oil and gas raw materials (including, inter alia, any disagreement on the calculation of selling costs or any costs and expenses that need to be taken into account or excluded from consideration in these calculations) shall be referred for expert examination in accordance with Section 30.2 and applicable provisions of this Section 9.9, provided that:

(i) in making its decision on whether the price indicated in the contract for sale to third parties is a fair market price for the sale of the corresponding type of oil and gas raw materials in the market in question, the Expert shall factor in all the conditions of the sales contract and shall not:

(A) disqualify any selling price declared by the seller upon sale to a third party, unless (x) that price differs by more than 5% from the fair market price in the market in question, or (y) there is evidence (other than just a deviation from fair market price) that the sale in question is made with payment or receipt of remuneration other than the selling price stated by the seller, or that the transaction was partially or fully affected by such types of remuneration that differ from general economic incentives applied in international gas sales transactions concluded with independent third parties; or

(B) in the case of contracts for the gas sale to the contractor’s affiliates, adjust the surcharge or discount to the price at the German border proposed by the contractor, unless the price at the German border with addition of the proposed surcharge or minus the proposed discount differs from the fair market price for the market in question by more than 5%;

(ii) in any dispute regarding costs that are included or proposed to be included in the calculation of the sales costs, the competent authority must provide evidence acceptable to the Expert that the cost element in question does not meet the requirements of section 9.9 (a); and

(iii) in the event of a dispute regarding the made or proposed replacement of prices on the German border with local data on import price in accordance with section 9.9 (k) (ii):

(A) the price at the German border shall be applied until the Expert has made its decision; and

(B) the price at the German border shall not be replaced by local import price data unless the Expert makes sure that all the conditions specified in section 9.9 (k) (ii) are basically satisfied.

SECTION 9.10. National contingencies and local supply commitments. No provisions in this article IX shall affect the rights of the authorized body under article XI.

SECTION 9.11. Amendments to Article IX. The parties have agreed that provisions of Article IX may be amended by mutual written consent of the parties, provided that sections of Article IX amended in accordance with the written agreement on the amendment are specifically referred to in the indicated amendments.

SECTION 9.12. Sales to European Union countries. Any final sale transactions carried out in the countries of the European Union (EU), either through joint activities or through reliable flows, shall be carried out in accordance with applicable EU law. To the extent that the fourth Directorate General (“Competition”) of the EU Competition Commission objects to conducting by the parties of joint sales in the EU, each contracting company shall separately receive and market (i) its share of oil and gas and (ii) its proportional share of oil and gas raw materials owned by the authorized body. Such separate sales in the EU of oil and gas raw materials owned by the authorized body shall be carried out by each contracting company in accordance with the terms of section 9.8.

SECTION 9.13. Sales to a small refinery. Within three years after the effective date, the contractor and the authorized body shall proportionally provide 400,000 tons of liquid hydrocarbons per year to the small refinery operator at the price of 40 USD per ton plus VAT, if applicable. If the small oil refinery operator does not timely pay for the specified oil and gas raw materials in freely transferable dollars, then the obligation to provide this oil and gas raw material shall be suspended until all the amounts due are paid in full.

ARTICLE XXX. "Arbitrage" of the Final Production Sharing Agreement for the contractual section of ​​the Karachaganak oil and gas condensate field dated November 18, 1997

SECTION 30.1. Arbitration in accordance with the UNCITRAL rules. Excepting provisions of Section 30.2, all disputes, discrepancies, disagreements or claims between any parties to this Agreement arising from or in connection with this Agreement, its execution, breaching, termination, legal force and interpretation shall be resolved (subject to the provisions below) through negotiations between the parties, and in the absence of such a settlement within 45 days from the date of the written application for the conduct of these negotiations, they are subject to an exceptional, definitive and final settlement in the arbitration court in Stockholm (Sweden) in accordance with the current Arbitration Rules of the UN Commission on International Trade Law (UNCITRAL) consisting of three arbitrators, one of whom is appointed by the contractor, one by the republic, and the third by agreement between the two arbitrators, appointed in the indicated order by the contractor and the republic, or (in the absence of such agreement) by the Secretary General of the Permanent Arbitration Court in The Hague. As applicable to these Rules, the party or parties on whose initiative the dispute (s) are referred to arbitration shall be termed as the plaintiff in the arbitration, and the party or parties against which the arbitration is brought shall be termed as the defendant in the arbitration. The languages ​​of arbitration shall be Russian and English. Any decision made in accordance with this Agreement shall be final and binding on the parties and, if necessary, can be enforced in a judicial proceeding by any court of law or other authorized body, but, with the exception of the above, all rights of appeal and taking legal actions in any court shall be excluded hereby in relation to any arbitration conducted in accordance with this Agreement and any decision made therein. The parties shall acknowledge and accept the fact that this Agreement is a commercial transaction, and that none of its parties is entitled to declare its state immunity in any state in relation to: (i) any arbitration or its decision; (ii) any proceeding to enforce the said decision; and (iii) any enforcement of the decision in respect of property and assets used as commercial. Each party in the arbitration stipulated by this regulation shall pay its expenses and costs associated with it, and pay equally with the other parties to the arbitral proceedings the amount of fees charged by the arbitration court, and in both cases only if the decision of the arbitration court does not provide otherwise.

SECTION 30.2. Expertise. (a) In cases where, in accordance with any explicit provision of this Agreement or an accompanying document, the disputes or disagreements between any of the parties to this Agreement are subject to examination in accordance with this section 30.2, then these disputes or disagreements shall not be referred to arbitration in accordance with Section 30.1, but upon written request, any of the indicated parties shall be referred to an independent person with relevant experience and appointed by agreement of interested parties, but in the absence of such coordination within thirty (30) calendar days from the date of filing of the written request, appointed by the current chairman of the International Court of Arbitration at the International Chamber of Commerce.

(b) The person or firm (the “Expert”) appointed in accordance with the above as an Expert, but not an arbitrator, shall independently determine the order of his actions and, with due diligence and promptness and conducting the investigation necessary from his viewpoint, shall be required to resolve the dispute or disagreement and issue a written conclusion containing his opinion, and this conclusion shall be final and binding on these parties. The parties to this agreement must assist the Expert in obtaining, without exception, all the information necessary for him in connection with the indicated conclusion. Both the contractor and the authorized body shall have the right to submit materials to the Expert for examination on their own behalf.

(c) Notwithstanding the provisions of subsection (b) above, the Expert shall be required to follow any directions, instructions and recommendations provided for by the relevant provisions of this Agreement or related documents to which this section applies.

(d) Any disputes between the parties referred to the Expert shall be resolved by examination performed by the indicated Expert within 60 days from the documents receipt date.

(e) Any fees or expenses of the Expert appointed in accordance with this section shall be paid in the following order: (i) in respect of the first appeal to the Expert during any contract year, the specified fees or expenses shall be paid by the contractor and shall be reimbursed in accordance with the procedure provided for in Article VIII, and (ii) in respect of all subsequent appeals during the given contract year, the indicated amounts of payments or expenses shall be paid equally by the Participants and shall not be reimbursed for the costs provided for in Article VIII.

SECTION 30.3. Retroactive application of conclusions and decisions. If it is necessary to put into effect the terms of this Agreement and related documents and the rights of the parties provided therein, any conclusions, definitions and decisions made in accordance with this Article shall be retroactive at the time of the occurrence of the circumstances that caused the relevant disputes or disagreements between the parties. The arbitrator or the Expert (as the case may be) shall have the right to award interest to any party in whose favor an opinion, conclusion or decision was made.